近日，国家发改委、国家能源局下发了《关于建立煤电容量电价机制的通知》，决定自2024年1月1日起，建立煤电容量电价机制，对煤电实行两部制电价政策。文件明确，用于计算容量电价的煤电机组固定成本实行全国统一标准，为每年每千瓦330元，考虑到各地电力系统需要、煤电功能转型情况等因素，具体的比例与推进速度，各省市有所不同。国家发展改革委有关负责同志表示，煤电是我国最重要、成本较低的支撑调节电源，现行单一电量电价机制不能充分体现煤电的支撑调节价值，通过单一电量电价难以完全回收成本，建立煤电容量电价机制、通过容量电价回收部分或全部固定成本，可稳定煤电行业预期，保障电力系统安全运行，从而为承载更大规模的新能源提供有力支撑，更好促进能源绿色低碳转型。

国内主流舆论推测，在煤电容量电价机制启动后，煤电机组调节深度与速度要求会更高，电力辅助服务产品的界定、补偿标准等可能需要相应调整，新能源下限设为负电价是趋势，但它会通过增加交易量获取更多利润，“基准价+上下浮动”的电价政策会调整，电量竞争可能加剧，现货市场报价策略可能更加激进，从而带动电量价格下行。

在煤电容量电价机制对煤电行业自身影响方面，一种看法是，煤电容量电价机制会导致煤电上网电价走低，大幅度降低发电行情好时燃煤电厂的利润，过度的调节也会加速煤电机组的设备损耗，导致设备维护费用的快速上升，长期看来，煤电机组会得不偿失；另一种看法是，该机制稳定了煤电机组的发展预期，可促进老旧煤电机组加快升级改造，提升市场竞争力。

目前，在建设新型电力系统形势下，煤电已由传统的电力、电量主体电源转向基础保障性和系统调节性电源；目前的电价政策已与其地位不相适应，煤电的经营发展模式要转变，但这个转变的内驱力不足，过程有点慢，国家层面要推动一下。随着新能源的快速发展，电力系统安全裕度不断被压缩，煤电的调节作用发挥的还不够，它在灵活性方面的能力，还需要进一步激发；激发的程度，短期靠补贴，中期靠政策，长期靠市场。我国电力市场建设已在稳步推进，各省进展不一，中间偶有短暂停滞，但改革不走回头路，电力市场建设目标虽远必达。为此，煤电容量电价机制建设也要求国家、地方、电网与煤电企业各司其职，边干边看，适时调整，“稳”字当头。

从世界范围看，为煤电建立容量电价机制，也是发达国家的通行做法，是煤电行业发展的一个路径；

从我国的短期现实看，为煤电建立容量电价机制是新能源发展驱动的结果；从煤电行业自身看，它在煤价高企时，单纯依靠电量电价，经常入不敷出，亏本保供，但它有能力低成本地做好电力系统的灵活调节服务。此次煤电容量电价政策推出后，煤电机组今后会更强调要“顶得上，调得下，时刻备用，经得起折腾”。

审慎申报机组最大出力

《关于建立煤电容量电价机制的通知》反复强调机组的最大出力，要按月报送、严格考核，并给出了详细的考核规则。机组最大出力的认定，是一项技术性较强的工作，当它与煤电容量电费收入密切关联后，其认定的准确性与公平性必定会受到更多方面的关注。2012年前后，全国范围内多台大型煤电机组进行了综合升级改造，增容提效是其中一项重要内容。2018年10月1日，国家标准《燃煤火电机组增容改造监管规范》（GBT/36045-2018）正式实施，燃煤火电机组增容改造工作得到进一步的规范。然而，由于全国各地在煤电机组增容激励政策上有差异，使得即使在同一发电集团内部，不同省市的二级单位对煤电机组增容工作看法也不一致，有的单位认为，即使是低成本地推进大型煤电机组的增容工作，也是多此一举，这直接导致同一型式机组在不同省市的铭牌出力可能会有5%的差异。煤电容量电价机制运作以后，同一型式机组铭牌出力的差异，会直接导致其年收入有几千万元的差距，煤电机组增容后进者势必会加快增容申请步伐，而已经完成增容的机组，也要时刻确保其对最大出力调度的响应。不可否认的是，在国家标准《燃煤火电机组增容改造监管规范》实施之前完成增容容量认定的机组，由于当时认定条件较为宽松，在夏季高背压或燃烧劣质煤等不利的情况下，不少机组都很难达到其所认定的铭牌出力。因此，此次煤电容量电价的实施，会让今后煤电机组增容测试更严格，评审程序更规范，对试验单位的要求也就更高；当然，也不排除最大出力申报时，调度机构只按机组原设计容量等级认定的可能，但这对付出实质性投资而获得增容认定的机组并不公平。

煤电容量电价机制对机组最大出力的要求也很严格。按规定，最大出力说到要做到，月内发生两次做不到，就要扣减当月容量电费的10%，发生三次扣减50%，发生四次及以上扣减100%，一年内有三个月被扣光的，就取消其容量电费资格。应该说，这个考核要求是相当高的，这就要求运行机组申报最大出力时，要量力而行，要结合自己机组下月实际情况，合理预测，据实申报，不能因小失大。当然，煤电企业自身也会采用更精细化的技术管理与考核手段，进一步加大企业中电力市场部门与机组运行部门的联系，使企业获利最大化。为了确保考核的及时性、有效性与公平性，电力调度部门预计会加强对机组申报的最大出力的在线测试，并允许日内申请调减机组最大出力，其申请出力调减的频次与幅值，应会被折算到容量电价；同样的道理，调度机构对机组非停的考核也会加强，原有的考核办法可能会调整，非停的次数与时长也会直接与容量电价挂钩，长远来看，非停对煤电企业影响会更大更直接。

辅助服务考核要求或将进一步提高

煤电容量电价机制运行后，各方对煤电机组运行的灵活性要求会更高。此次《关于建立煤电容量电价机制的通知》中，并没有明确机组的最小技术出力要求，只是较为笼统地说，“不满足国家对于能耗、环保和灵活调节能力等要求的煤电机组，不执行容量电价机制”。关于能耗与环保的要求，可以参考《国家能源局关于做好“十四五”期间煤电机组延寿工作的通知》（国能发电力〔2022〕41号）的要求，即大气污染物排放符合国家最新环保要求、能耗要达到《常规燃煤发电机组单位产品能源消耗限额》（GB21258）等的最新要求。机组的最小技术出力要求，各省市会有差异，但预计多数省市会向京津唐电网看齐，要求改造后机组纯凝运行出力下限不高于35%额定容量、测试时负荷下限至少连续运行6小时以上。应该说，大多数机组略加改进即可以满足上述要求，如果允许在最小出力时投运小油枪或等离子助燃，基本可以做到万无一失。另外，德国煤电机组改造后最小出力为25%~30%额定容量，丹麦则低至15%~20%额定容量。

因此，从长远看，随着我国煤电机组“三改联动”工作的推进，在容量电价推出后，煤电机组的最小出力达到35%额定容量必是最基本的要求；长期看，部分机组最小出力会到20%额定容量，国内个别机组已经具备这个能力。

煤电机组的灵活性，还包括它的负荷调节速度。目前国内多地的“两个细则”对煤电机组调节速率的基本要求是非深调负荷区间不低于每分钟额定容量的1.5%，大多数机组都可以达到。在煤电机组获得容量电费后，作为电力辅助服务的唯一购买方，调度机构势必会调高机组一次调频、AGC与黑启动等的要求，在新能源发电占比过高的地区或时段，调度机构也可能会要求煤电机组提供转动惯量的辅助服务，以期望它为受到扰动的电网提供抑制频率快速变化的正阻尼。当然，在煤电容量电价推出后，“两个细则”的考核要求会提高，调峰、调频、爬坡等辅助服务的补偿标准会改变，甚至会取消，但煤电企业不能因此拒绝提供辅助服务，相反地，辅助服务要做得更好。

重新衡量煤电机组经济性与安全性

煤电容量电价机制正式运作，会对煤电企业看待机组运行经济性与安全性的态度产生较大影响。具体来说，在单一电量电价时代，煤电企业靠提升机组运行经济性、合理增加发电量、持续不断地降本增效来提升企业整体效益，而在容量电价时代，煤电机组的可靠性会更受关注。机组频繁地负荷调整、长期地低负荷挂网运行，使得原额定负荷时的设计煤耗已无太多实际意义，只要确保排放达标、调节灵活性满足要求，相关单位及其煤电企业本身，在获得容量电价享受资格后，对机组经济性指标、尤其是额定负荷时的经济指标会不再苛求。

在尽可能地消纳风、光等清洁能源的大背景下，煤电企业也被要求有更大的节能观，必要时会舍弃机组的经济性而提高灵活性。这一思路的转变，对煤电行业带来的影响是多方面的：

首先，“三改联动”会加速推进，煤电企业不会再纠结于一时的改造入不敷出这一现实问题，为了全额获得容量电费，现役煤电机组灵活性改造必会做到“应改尽改”；其次，为获得很少的煤耗降低而大幅度增加煤电机组热力系统复杂性的创新型设计会减少，企业自己的技术选择可能会舍新求稳；再次，新建与改造机组的设计裕量会增加，为了确保最大出力不被考核，煤电配储可能成为常态，先不说化学储能本身将来极可能也可享受到容量电价的好处，就是利用化学储能来提升煤电机组出力，关键时顶一顶，也可以减少被考核的损失；还有就是煤电调停的频率会增加，快速启停技术将倍受关注，容量电价机组建立以后，煤电企业的启停损失得到补偿，频繁启停也显得更加理所当然；最后就是煤电机组检修工期会缩短，新建煤电机组大干快上成为常态；容量电价按月申报与统计，新建机组投产次月即可享受到容量电价，他们必定会尽可能地缩短检修与调试时间，尽早将机组挂网运行，以期获得最高的容量电费。

我们看到，近期国内有几台已停产多年的煤电机组宣布复产，说是新能源配套的需要，但这里面很难说没有煤电容量电价因素的影响，估计还会有跟进者。设计寿命到期的机组面临着拆除、延寿与应急备用的三种选择，应急备用煤电机组的容量电价问题在这次文件中也有被提及，具体数额由各省市自定。对于300兆瓦等级及以上的大型煤电机组，国家的政策原则上是不拆除，要求进行延寿运行或转为应急备用。从目前个别省市的情况看，应急备用机组的收益来源于容量电价、电量电价与启动补偿，但总体上是亏本运作；对于延寿机组，因其设计寿命已到期，固定资产成本早应该摊销完毕，它是否能够享受容量电价政策以及可享受的力度，我们还要拭目以待，但如果完全不能享受，单纯的靠电量电价，恐怕不能维持后期运行的需要，因为容量电价机组建立后，煤电机组电量电价预计会持续走低。

煤电“抽蓄化”或成为趋势

在当前阶段，在功率与电量的调节方面都能与煤电机组相媲美的，只有抽水蓄能机组，抽水蓄能机组也因此被看成是目前最成熟、最实用的大规模储能方式。国家能源局发布的《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》明确指出，到2025年，抽水蓄能投产总规模达到6200万千瓦以上；到2030年，抽水蓄能投产总规模达到1.2亿千瓦左右，近两年国内抽水蓄能机组建设明显提速。抽水蓄能机组经营期一般设计为40年，期间资本金内部收益率一般按6.5%核定，它的收入主要来自其容量电费，占比95%左右。

抽水蓄能机组综合效率一般在75-80%之间，从这个角度讲，如果煤电机组在最低出力时的能耗增加幅度小于抽水蓄能机组的损耗，那么使用煤电深调，就比使用抽蓄机组合算，更何况煤电机组深调改造的费用只有抽水蓄能机组建设费用的五分之一左右。

经测算，1000兆瓦超超临界煤电机组20%额定负荷时，供电煤耗在367~385克/千瓦时之间，与额定负荷时供电煤耗285克/千瓦时相比，上升32%左右。由此看，抽蓄调节与煤电深调两者经济性基本接近，在今后很长一段时期内，这一情况难以发生大的改变；

为此，抽蓄与煤电两者会齐头并进，共同支撑新型电力系统的运行。煤电与抽蓄的容量电价均纳入电网的系统运行费用，定位趋同；再加上容量电费与上网电价此消彼长，用户也期待用电成本稳中有降，从这个意义上说，煤电抽蓄化也是一种趋势，容量电价机制建立以后，煤电企业大概率只能保本微利发展，想获得超额利润基本已再无可能。

2023年11月16日，国务院国资委召开中央企业今冬明春保暖保供工作专题会，要求各中央企业要确保机组顶峰发电时发得出、顶得上，要因地制宜推动调峰电源建设，加快构建以新能源为主体的新型电力系统。煤电容量电价政策出台不是简单地保煤电，而是增强煤电机组调节支撑能力，提升电力供应安全的保障能力，推动电力系统转型发展。这一点才是煤电容量电价出台真正的题中之义。

作者： 张宝，正高级工程师，杭州意能电力技术有限公司总工程师，供职于国网浙江省电力有限公司电力科学研究院，主要从事火电机组节能与机网协调相关工作，负责完成大型汽轮机组配汽优化、汽轮机转速飞升抑制、汽轮机组涉网精准调控、浙江大型火电机组延寿评估等相关科技项目8项，出版《大型汽轮发电机组典型故障案例分析》《汽轮机流量特性与机网协调控制》专著2部。