界面新闻记者 ｜ 戴晶晶

在市场热议中，首份省级煤电容量补偿机制征求意见稿悄然亮相。

日前，四川省发展改革委官网发布关于《关于建立煤电机组容量补偿机制的通知》公开征求意见的公告（下称《通知》），拟建立当地煤电的容量补偿机制。

《通知》表示，综合考虑全省煤电机组固定成本、核价与近五年实际发电利用小时数差额等因素，建立容量补偿机制，补偿标准为90.3元/千瓦·年（含税）。条件具备时通过市场化方式形成容量电价。

容量电价是指独立于电量市场之外的的激励补偿机制，机组以装机容量而非发电量为基准获得额外收益。容量电价类似于固定电话的“座机费”，以四川省的补偿机制计算，一台60万千瓦的火电机组，一年将获得容量补偿5400万元。

在国际上，目前主流的容量电价机制包括稀缺定价机制、容量市场机制和容量成本补偿机制。

四川省计划建立的为容量成本补偿机制，由政府直接制定容量补偿价格，为煤电机组提供容量补偿费。

“各煤电机组容量电费根据全省统一的容量补偿标准、自身装机容量计算。”《通知》明确，各煤电机组年容量电费=容量补偿标准×额定装机容量。

国网四川省电力公司则将按月向统调公用煤电机组支付容量电费，即年容量电费月均值。

国内关于建立煤电容量电价的呼声由来已久。

目前，煤电发电量仍占全国总发电量的六成左右。未来新能源的发电占比大幅提高，将导致煤电机组利用小时数走低，影响其盈利能力。

从电力系统的整体转型看，随着可再生能源装机占比提高，电网对灵活调节性资源的需求将陡增。由于中国目前并未建立充足的气电装机，灵活性改造后的煤电将承担一定的调峰调频作用，帮助新能源并网消纳并保障电力系统平稳运行。

业内有较多声音认为，通过容量电价机制对煤电进行补偿，能够收回煤电的部分固定投资成本，体现其提供辅助服务的价值，并激励其进行灵活性改造。

尤其是从2020年末起，电煤价格居高不下，煤电企业亏损严重，对落地容量电价的呼声更甚。今年以来，受高产量和高进口量影响，动力煤价有一定回落，但目前仍维持在1000元/吨的高位。

中国电力企业联合会（下称中电联）曾表示，今年上半年，大型发电集团煤电亏损面达到50%左右，部分大型发电集团仍整体亏损。

今年7月11日，国家能源局在对十四届全国人大一次会议第3456号建议的答复中提及，正会同有关方面就建立煤电机组容量补偿机制进行深入研究，以合理体现煤电支撑调节容量价值。

据《中国证券报》9月14日援引知情人士报道，煤电容量电价改革政策有望年内出台，或于2024年1月1日起正式执行。

另据澎湃新闻报道，国家发改委已下发《国家发展改革委国家能源局关于建立煤电容量电价机制的通知（征求意见稿）》。有业内人士也向界面新闻称，该政策落地可能性很高。

10月16日，国务院印发《关于推动内蒙古高质量发展奋力书写中国式现代化新篇章的意见》，其中提出探索开展蒙西电网电力容量市场交易试点，建立可再生能源配套煤电项目容量补偿机制。

据公开信息显示，截至目前，四川省是首个公开提出单独对煤电机组建立容量补偿机制的省份。

尽管山东省和广东省此前也实行了电力市场容量补偿电价，但囊括了储能、风光或者燃气等机组，发电侧按机组有效容量分摊补偿。

山东的相关政策明确，在山东容量市场运行前，对参与电力现货市场的发电机组容量补偿费用从用户侧收取，电价标准为每千瓦时0.0991元（含税）。

2023年1月1日起，云南省开始试行《云南省燃煤发电市场化改革实施方案》，确立了国内首个针对煤电的容量调节市场。该措施不同于直接给予容量补偿费，主要是鼓励风、光企业自行购买煤电的系统调节服务。

据四川省发改委信息，《通知》已在8月30日结束了公开征求意见流程。

“四川是水电大省，火电生存较为困难，容量支撑政策就特别重要。”针对四川发布的征求意见稿，一位电力业内专家对界面新闻表示。

另一位业内人士则对界面新闻称，西南地区近年出现缺电现象，这才是其率先出台煤电容量补偿机制的原因。

四川是水电大省，截至2022年年底，水电装机量9748.5万千瓦，比例高达78.7%。

受极端高温干旱天气等影响，四川2022年水电出力不足，出现电力缺口，不得不对工业用户进行限电，并波及了部分居民用电。今年四川电力供应形势明显好于去年，但仍出现了短期限电的情况。

近日，中电联主办《中国电力企业管理》杂志社连刊多文提及煤电容量电价政策。其中10月18日题为《煤电容量保障性政策出台时机已经成熟》一文指出，今年以来，电煤到厂价格持续走低，价格中枢有望保持在良好区间运行。

“近期出台煤电容量电价政策，可以实现在改革的同时保证电价水平处于合理区间，虽然政策的出台可能造成煤价下降的红利无法全部流向用户侧，但它的本质是以经济激励的方式来提升顶峰保供能力。”该文称。

煤电容量电价出台，将对电力系统中多个主体产生影响，首先直接影响发电机组。

四川省的《通知》仅针对统调公用煤电机组，名单中包括国家能源集团和华电集团等公司下属的电厂，累计24台机组。

据《中国证券报》此前报道，目前全国煤电机组经营期间每年固定成本支出约为每千瓦330元。

以此计算，四川省90.3元/千瓦·年的补偿标准，约占到成本比例的27.4%。

这一数额或许并不足够。据华泰证券研报测算，容量电价补偿需要在325-382元/千瓦，才能保障煤电从发电向调峰转型后，也有6%-7%的合理盈利。

容量电价政策还会影响到可再生能源。如四川省《通知》就明确表示，适时推进省内未按规定配置储能的风电、光伏等不具备调节性能电源购买煤电机组容量机制。

在容量电费分摊方面，《通知》指出，煤电机组容量电费原则上全部作为系统运行费，由全省工商业用户按用电量等比例分摊。根据四川电网工商业电量规模，系统运行费标准为4.2厘/千瓦时。

这意味着煤电容量补偿费用将传导至工商业用户。

今年5月15日，国家发改委印发的《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》明确，工商业用户用电价格由上网电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加组成。

国泰君安证券分析称，各省下游参与市场化交易的电力用户对容量补偿电价的承受上限在0.06-0.14元/千瓦时区间。该水平下，大部分省份能够承受可以覆盖煤电机组固定成本的容量补偿价格。

“这或许也会影响到储能的容量电价出台。”一位电力专家对界面新闻表示，因为储能容量电价补偿最终也会传导至下游，考虑下游承受能力，储能容量电价或没有补偿空间。

不过，也有业内人士告诉界面新闻，国家给煤电提供了容量补偿费，也可能会给新型储能提供一些补贴空间，但并不清楚会如何实施。

（界面新闻记者郁娟对此文亦有贡献）