国家发展改革委、国家能源局近日发布了《关于建立煤电容量电价机制的通知》，明确将现行煤电单一制电价调整为两部制电价，自2024年1月1日起实施。
煤电经营成本包括折旧费、人工费、修理费、财务费等固定成本和燃煤等变动成本。煤电容量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定。
厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强对新华财经表示，目前新能源装机规模增长很快，但由于其不稳定性以及储能的高成本，煤电仍是电力供应的重要保障。
“在构建新型电力系统的过程中，煤电占比逐步下降，并逐步转向提供辅助服务调节和容量支撑的支撑调节性电源。”信达证券能源行业首席分析师左前明表示，但此前受限于经营压力，新建煤电以及灵活性改造的积极性仍然不足，亟需电能量电价以外的容量电价政策加以激励。
此外，林伯强也表示，煤电的发展和新能源发展并不相悖，当前新能源发电量占比仍旧偏低，还不能完全满足电力需求的增量，电力系统仍旧需要煤电提供更加充裕的调节能力。容量电价机制保障了煤电的基本收益，为新能源的发展提供了有力支撑。
因此，我国建立煤电容量电价机制、对煤电实行两部制电价政策，既是近年来我国新能源快速发展的现实需要，也是下一步推动新能源进一步加快发展和能源绿色低碳转型的必然要求。
通知还明确，煤电容量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定。并且煤电容量电费纳入系统运行费用，每月由工商业用户按当月用电量比例分摊。
具体来看，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；通过容量电价回收的固定成本比例，综合考虑各地电力系统需要、煤电功能转型情况等因素确定，2024～2025年多数地方为30%左右，部分煤电功能转型较快的地方适当高一些，为50%左右。2026年起，将各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%。
两部制电价是否会引发电价的上涨？
首先，该政策不涉及居民和农业用户，容量电价是每月由工商业用户按当月用电量比例分摊。
其次，容量电价的引入是电价结构的调整，而不是电价项目的增加。国家发展改革委价格监测中心高级经济师刘满平对新华财经表示，容量电价出台是将之前电价进行了结构性分解，变成容量电价和电量电价，从一部制到两部制转变。不是新增一项价格。
华北电力大学经济与管理学院教授袁家海也表示，单独计算煤电机组一定比例的固定成本，只是计价名目的变化，并不意味着电价的上涨。“过去单一制电价相当于‘总包’的方式，现在是把固定成本单独拿出来了，而且以后还要进行动态调整。
通知指出，电量电价通过市场化方式形成，容量电价水平根据煤电转型进度等实际情况逐步调整。
至于目前计算容量电价的煤电机组固定成本标准的制定，刘满平表示，容量电价回收固定成本比例的确定是容量电价的核心和关键，需要多方面考虑：过低会导致补偿力度不够，难以激励煤电机组投资扩建；过高则会拉低核电、水电等未出台容量电价机制电源品类的价格，影响电力市场平稳健康运行。因此需要综合考虑各地电力系统需要、煤电功能转型情况、电量价格与固定成本投资之间的差距等。
总的来看，建立煤电容量电价机制，在稳定煤电行业预期、保障电力系统安全运行、促进新能源加快发展的同时，对于终端用户用电成本的影响，无论是从短期还是从长期看，都是积极正面的。
展望未来，建立煤电容量电价机制对煤电和新能源的发展都有积极的作用，同时有利于电力交易市场的扩展。
“煤电容量电价机制的重要意义在于以市场化机制认可煤电的顶峰备用价值，明确了煤电的压舱石作用。”左前明认为，同时煤电容量电价机制有望开启煤电估值逻辑重塑。容量电价机制的正式出台，意味着煤电资产将取得一部分稳定收益，其资产回报率的确定性有所提升，抵抗煤价波动的能力也更强。因此，煤电资产有望迎来价值重估，逐步走向合理盈利的PE估值体系。
刘满平则表示，容量电价目前仅包括煤电，暂不涉及其他类型发电机组，未来随着发电侧容量电价的推出，就会囊括各类型电源所能提供的有效容量，而容量电价的出台是容量交易市场建立的前提和基础。（新华财经 郭洲洋 安娜）
- 煤电容量电价机制出台 助力煤电行业稳预期迎估值重塑2023/11/13