多省出臺容量電價相關政策
2023年9月15日，相關媒體在報道中提及市場關注的煤電容量電價改革政策有望年內出臺，或于2024年1月1日期開始執行，容量電價再度成為市場關注核心要點。容量電價是為了彌補電廠的固定成本所付出的電價，與之對應的是回收可變成本的電量電價，容量電價與電量電價共同構成兩部制電價體系。在2003年國務院辦公廳出臺的《關于印發電價改革方案的通知》就已經明確，在發電側環節全面引入競爭機制的過渡環節，“上網電價主要實行兩部制電價，其中，容量電價由政府制定，電量電價由市場競爭形成”。但2015年前電力市場化改革陷入停滯階段，我國發電側容量電價并未落地。2015年電改9號文落地后，雖然市場化改革實現突破，但彼時減稅降費成為主要政策方向，容量電價再遇梗阻。
兩部制電價及對應回收機制
資料來源：觀研天下數據中心整理
與傳統的單一制上網電價體系相比，兩部制上網電價最大的優勢在于有利于發電企業將其全部或部分固定成本進行有效回收，同時也能在一定程度上保障電力企業獲取合理盈利，避免出現虧損及超額盈利的情況。
單一制電價和兩部制電價對比
| 單一制電量電價 | 單一制容量電價 | |
| 電價結構 | 結構單一，只按電量計價 | 容量和電量均參與計價 |
| 電價定價 | 易于定價，計量方便 | 需同時考慮電量和容量，計量復雜，且涉及到成本分攤問題 |
| 定價方式 | 線性定價 | 非線性定價 |
| 成本回收 | 無法保障投資成本回收 | 可保證部分或全部投資成本回收 |
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根據觀研報告網發布的《中國電力行業發展趨勢分析與投資前景研究報告（2023-2030年）》顯示，國內目前電源上網電價以操作簡單易懂的單一電量制為主，對電力產品區分不夠，和向競爭性市場發展的外部環境也存在不相容性。競爭性電力市場環境下，各類型機組的性能存在差異且提供的產品服務也不相同，相應也需要不同的價格機制，因此在發電側實行簡單的單一電量制與電力市場化后的產品定價機制存在不相容性。
國內不同類型機組發電上網電價管制辦法
| 機組類型 | 現行上網電價方法 |
| 燃煤機組 | 單一電量制，2019年電價機制調整為基準電價+上下浮動的市場化方式，其中基準電價平移原來的各省標桿電價，上下浮動區間目前為20%。 |
| 燃氣機組 | 缺乏全國性統一定價政策，大部分省份實行方式不一的臨時性電價且以單一電量制為主，浙江等個別省份實行兩部制電價。 |
| 新能源機組 | 單一電量制，含補項目給予各資源區標桿電價，平價項目參考項目所在省火電標桿電價。 |
| 水電機組 | 單一電量制，定價機制較為復雜，大型電站單獨核定、跨省電源采用落地段平均用電成本倒推，其他使用分類標桿。 |
| 抽水蓄能機組 | 2023年起全部機組調整為兩部制電價。 |
| 核電機組 | 單一電量制，執行全國統一的0.43元/千瓦時核電標桿電價，實際電價采用核電標桿及項目所在省煤電標桿電價孰低定價，技術創新等機組可以適當上浮。 |
| 生物質機組 | 單一電量制，含補生物質項目執行全國統一補貼電價，平價項目上網采用所在省火電標桿電價。 |
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水電、風電和光伏這類電源易受自然條件約束，來水少水電出力易下降；風力大小和光照強度等會影響風光出力水平。山東光伏裝機較多，2023年5月由于節假日等原因供需倒掛，電力現貨市場出現連續22h的負電價，火電無法覆蓋成本。此外高溫酷暑天氣也給水電大省帶來保供挑戰。山東、云南等地出臺容量電價，回收一定比例固定成本，提高火電企業積極性。
2022年全國各省電力裝機排名
| 排名 | 總裝機 | 水電 | 火電 | 風電 | 光伏 | 核電 |
| 1 | 山東 | 四川 | 山東 | 內蒙古 | 山東 | 廣東 |
| 2 | 廣東 | 云南 | 廣東 | 河北 | 河北 | 福建 |
| 3 | 內蒙古 | 湖北 | 內蒙古 | 新疆 | 浙江 | 浙江 |
| 4 | 江蘇 | 貴州 | 江蘇 | 山西 | 江蘇 | 遼寧 |
| 5 | 河北 | 廣東 | 山西 | 山東 | 河南 | 江蘇 |
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2022年山東火電、光伏裝機容量位居全國第一。一方面光伏大發時刻，需要靈活性調節資源參與調峰；另一方面光伏大發時段擠壓火電出力，火電企業收益下降。建立基于峰荷責任法的容量補償電價，引導靈活性調節資源預留調節及備用容量，助力容量成本回收。
山東省有關容量補償電價的政策
| 發布時間 | 政策文件 | 政策內容 |
| 2020.4.20 | 《關于電力現貨市場燃煤機組試行容量補償電價有關事項的通知》(征求意見稿) | 山東容量市場運行前，參與電力現貨市場的燃煤發電機組試行容量補償電價，容量補償電價標準暫定為每千瓦時0.0991元（含稅）。試行期間2020.6.1-2022.5.31。 |
| 2020.4.29 | 《關于電力現貨市場容量補償電價有關事項的通知》 | 山東容量市場運行前，參與電力現貨市場的發電機組容量補償費用從用戶側收取，收取標準暫定為每千瓦時0.0991元（含稅）。試行期間2020.6.1-2022.5.31。 |
| 2022.3.28 | 《關于電力現貨市場容量補償電價有關事項的通知》 | 山東容量市場運行前，參與電力現貨市場的發電機組容量補償費用從用戶側收取，電價標準暫定為每千瓦時0.0991元（含稅）。施行期間2022.5.1-2026.12.31。 |
| 2022.11.16 | 《關于發布2023年容量補償分時峰谷系數及執行時段的公告》 | 2023年不同季節容量補償按照分時峰谷系數執行。 |
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2022年云南省內水電/火電/風電/光伏裝機占比分別為74%/14%/8%/4%，由于高溫酷暑天氣，2022年云南來水偏枯，水電出力下降，同時云南省內高耗能企業如電解鋁企業，用電需求旺盛，省內電力供需緊張。
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2022年12月15日，云南省發改委發布《云南省燃煤發電市場化改革實施方案（試行）》，意在提高省內火電新建和靈活性改造積極性。
云南省燃煤發電市場化改革實施方案（試行）
| 具體內容 | |
| 分攤與市場機制 | 按照各類電源、用戶對調節能力和系統容量的不同需求差異化分攤調節容量成本，逐步建立與系統負荷曲線一致性相掛鉤的調節容量市場交易機制。 |
| 價格 | 燃煤發電企業最大發電能力和最小發電能力之間的可調節空間參與調節容量市場交易，試行期先按煙煤無煙煤額定裝機容量的40%參與燃煤發電調節容量市場交易（褐煤發電企業暫不參與），并根據市場供需變化動態調整。燃煤發電調節容量價格由買賣雙方在220元/千瓦·年上下浮動30%區間范圍內自主協商形成。 |
| 參與主體 | 1.先期鼓勵未自建新型儲能設施或未購買共享儲能服務達到裝機規模10%的風電和光伏發電企業（含已建成項目），自行向省內燃煤發電企業購買系統調節服務。2.未自建新型儲能設施、未購買共享儲能服務且未購買燃煤發電系統調節服務的新能源項目上網電價按清潔能源市場交易均價的90%結算，結算差額資金納入電力成本分擔機制。3.風電和光伏發電企業所購容量超出自用部分，可參與調節容量市場進行交易。 |
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作為關鍵保供主體火電容量電價緊迫性增強
電規總院于8月31日發布《中國電力發展報告2023》，也明確提出2024年我國將仍有超過一半省份電力供需處于偏緊及緊張的狀態，其中西部及華東地區電力供需形勢尤為嚴峻。國家能源局6月正式發布的《新型電力系統發展藍皮書》中所提及的，新型電力系統四大基本特征中，安全高效為基本前提，那么也就意味著政策層面勢必不會對趨緊的供需格局置之不理。自2022年起，火電核準再度成為各地政府政策主要抓手，根據統計，2022年全年我國火電核準規模高達9364萬千瓦，已經超過2017-2021年五年核準規模之和。2021年全國新增核準煤電裝機約18.55GW，同比減少了57.66%，較“十三五”期間核準裝機減少34.91%。但在2021年9月限電頻發后，2021Q4火電核準進度明顯加快，Q4裝機量較前三季度總和還要高出45.85%。而2023年上半年火電項目核準規模已超50GW，已超過2022年全年獲批總量的55.6%。
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2021年后火電投資回暖，2022年火電投資金額為895億元，同比增長33.18%火電投資同比快速提升。
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雖然2021年以來火電電源投資有所復蘇，其中2021年及2022年火電電源投資增速較高，但這也是在十三五期間連續4年下跌的基礎上實現的。實際上2022年我國火電電源投資額僅高于2017年之后的火電電源投資規模，遠低于2016年及之前火電投資水平。而且從結構上來看，電企也明顯更加偏好于穩定盈利的清潔能源投資，2022年我國火電電源投資規模僅占全電源投資的12.05%。
資料來源：觀研天下數據中心整理
在火電盈利能力偏弱、投資低迷，但是電力系統又急需火電作為關鍵保供主體時，給予火電穩定的盈利預期便成為容量電價出臺的最為核心的誘發因素。容量電價為電企帶來的重要影響在于改變了過去火電單純依賴于電能量獲得盈利，由于電能量的多寡與煤炭密切相關，因此過去的火電盈利呈現出顯著的逆周期波動特點。當火電部分收入不再單純依賴于電能量時，火電的營收穩定性便會較以往顯著提升。（zppeng）
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