“2023年，煤电行业出现转机，经营业绩实现整体扭亏，新增装机开始止跌回升。但这种转机仍是初步的、暂时的，煤电并未从根本上摆脱困境。”有分析人士在不久前由中国能源研究会主办的新型电力系统沙龙上指出，尽管容量电价机制已开始实施，但煤电企业并不能“躺赢”。当下，补偿分期到位、机制门槛较高、煤耗难以降低等问题依然困扰煤电。面对能源保供和清洁转型的要求，需要国家政策、市场机制、企业主体三方协同发力，才能实现煤电可持续发展。

  容量电价机制的引入，让煤电企业看到了从“减发减收”转向“旱涝保收”的希望。据国家发改委有关负责的人介绍，在单一制电价体系下，煤电企业只有发电才能回收成本并获得回报。但随着新能源装机量和发电量的上升，煤电企业转变经营发展模式，机组在慢慢的变多的时间内“备而不用”，通过单一电量电价难以完全回收成本，近年来出现行业预期不稳等现象，长此以往，可能会影响电力系统安全运作，并导致新能源利用率下降。因此，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，有利于稳定煤电行业预期。

  中国电力企业联合会首席专家陈宗法认为，新机制的引入在某些特定的程度上给煤电企业吃下“定心丸”，“煤电企业将逐步改变‘发多挣多’的观念，更好地发挥对电力系统的容量价值、支撑价值、备用价值、调节价值。固定成本回收可以稳固煤电板块收益，减少电力市场之间的竞争给煤电公司能够带来的影响，减轻当前煤电企业面临的压力。从长远来看，容量电价机制有利于提高煤电项目投资积极性，更好保障我国电力安全稳定供应。”他同时表示，伴随新机制的出台，煤电企业向灵活调节和兜底保障型电源转型的底气更足，能更好支撑新能源加快速度进行发展与高比例消纳。

  但陈宗法同时指出：“并不是有了容量电价，煤电企业就能‘躺赢’。”2021年国家发改委就针对抽水蓄能推出了两部制电价与分时电价，成功改善盈利预期，引发一波“大干快上”热潮。而气电容量电价推出时间更长，作用却不明显，行业发展显得不温不火。他认为，这是由于机制发挥的作用受制于能源保供形势、碳中和进程、电价政策等多个因素。

  针对容量电价补偿标准，根据国家发改委、国家能源局联合发布的《关于建立煤电容量电价机制的通知》（以下简称《通知》），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，考虑各地电力系统要、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%。

  “容量电价具体为多少较为合适？目前还没有权威说法。但每年每千瓦330元的标准明显低了点，对煤电企业当下的经营压力缓解有限。”中国能源研究会双碳产业合作分会主任黄少中表示，“固定成本比例”意味着补偿分年到位，2024—2025年为30%，即每千瓦仅110元。此外，《通知》也只明确2026年补偿将达到50%，何时能达到100%仍未可知。同时，容量电价机制也设定了较高的门槛，《通知》显示，新机制不适用于“燃煤自备电厂、不符合国家规划的煤电机组，以及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”。此外，企业还要面临严格考核，按调度指令提供所申报的最大出力，否则将相应扣减容量电费。

  陈宗法也表示，未来煤电机组深度调峰、频繁启停、快速升降负荷将成常态，但经营亏损导致煤电机组缺乏资产金额的投入与升级改造，被动偏离设计值运行，设备可靠性和经济性受到冲击，煤耗不降反升。“电煤长协政策退坡，增加了保供控价难度。预计2024年煤炭市场总体供需平衡，局部地区、个别时段仍有可能出现紧张局面，市场煤价呈现高位震荡格局。2024—2025年，煤电能否迎来一个‘小阳春’仍存在不确定因素。”

  陈宗法指出，近年来煤电发展呈现“政府热、企业冷”“电企退、煤企进”特征，“煤电企业投资意愿较低，导致新增煤电装机量下降，与缺电保供时亟需增加投资、扩大新增装机成为当前电力行业的主要矛盾。”他表示，对此，国家正积极调整煤电政策导向，先后出台一系列疏导电价、管控煤价和容量补偿的有关政策。同时将“十四五”煤电发展目标由12.5亿千瓦调增到13.6亿千瓦，合理地布局清洁高效煤电。

  中国社会科学院工业经济研究所能源经济室研究员朱彤认为，如果容量电价机制要发展成为一个辅助能源转型的长期规划，首先要对系统充足性做评估，“当下煤电企业投资意愿不强，但按照相关规划又需要新建煤电，以提高系统充足性，缓解波动。电力系统缺乏灵活性也可能是造成地区电力供应紧张的原因，而系统灵活性改造不只涉及煤电一类的发电侧，可中断负荷侧建设同样重要。”他同时指出，成熟的容量电价机制应建立在成熟的市场之上，良好的现货市场也能提高补贴效率。

  陈宗法认为，面对能源保供和清洁转型要求，必须从企业主体、国家政策、市场机制三方面协同发力，才能实现煤电可持续发展。“煤电企业要管好设备，通过技术进步、管理创新确保弹性生产，实现煤电可靠性、灵活性和经济性统一。国家应当在评估既往煤电政策基础上，根据煤电新定位，创新、完善既有的煤电政策。”而针对市场机制，他指出，当前容量电价补偿只有30%—50%，政策到位后具体有怎样的效果还不明确，因此能从局部区域开始，逐步探索建立容量市场。同时还需要完善辅助服务市场，深化中长期、现货电量市场并有效对接碳市场。

  “2023年，煤电行业出现转机，经营业绩实现整体扭亏，新增装机开始止跌回升。但这种转机仍是初步的、暂时的，煤电并未从根本上摆脱困境。”有分析人士在不久前由中国能源研究会主办的新型电力系统沙龙上指出，尽管容量电价机制已开始实施，但煤电企业并不能“躺赢”。当下，补偿分期到位、机制门槛较高、煤耗难以降低等问题依然困扰煤电。面对能源保供和清洁转型的要求，需要国家政策、市场机制、企业主体三方协同发力，才能实现煤电可持续发展。

  容量电价机制的引入，让煤电企业看到了从“减发减收”转向“旱涝保收”的希望。据国家发改委有关负责的人介绍，在单一制电价体系下，煤电企业只有发电才能回收成本并获得回报。但随着新能源装机量和发电量的上升，煤电企业转变经营发展模式，机组在慢慢的变多的时间内“备而不用”，通过单一电量电价难以完全回收成本，近年来出现行业预期不稳等现象，长此以往，可能会影响电力系统安全运作，并导致新能源利用率下降。因此，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，有利于稳定煤电行业预期。

  中国电力企业联合会首席专家陈宗法认为，新机制的引入在某些特定的程度上给煤电企业吃下“定心丸”，“煤电企业将逐步改变‘发多挣多’的观念，更好地发挥对电力系统的容量价值、支撑价值、备用价值、调节价值。固定成本回收可以稳固煤电板块收益，减少电力市场之间的竞争给煤电公司能够带来的影响，减轻当前煤电企业面临的压力。从长远来看，容量电价机制有利于提高煤电项目投资积极性，更好保障我国电力安全稳定供应。”他同时表示，伴随新机制的出台，煤电企业向灵活调节和兜底保障型电源转型的底气更足，能更好支撑新能源加快速度进行发展与高比例消纳。

  但陈宗法同时指出：“并不是有了容量电价，煤电企业就能‘躺赢’。”2021年国家发改委就针对抽水蓄能推出了两部制电价与分时电价，成功改善盈利预期，引发一波“大干快上”热潮。而气电容量电价推出时间更长，作用却不明显，行业发展显得不温不火。他认为，这是由于机制发挥的作用受制于能源保供形势、碳中和进程、电价政策等多个因素。

  针对容量电价补偿标准，根据国家发改委、国家能源局联合发布的《关于建立煤电容量电价机制的通知》（以下简称《通知》），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，考虑各地电力系统要、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%。

  “容量电价具体为多少较为合适？目前还没有权威说法。但每年每千瓦330元的标准明显低了点，对煤电企业当下的经营压力缓解有限。”中国能源研究会双碳产业合作分会主任黄少中表示，“固定成本比例”意味着补偿分年到位，2024—2025年为30%，即每千瓦仅110元。此外，《通知》也只明确2026年补偿将达到50%，何时能达到100%仍未可知。同时，容量电价机制也设定了较高的门槛，《通知》显示，新机制不适用于“燃煤自备电厂、不符合国家规划的煤电机组，以及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”。此外，企业还要面临严格考核，按调度指令提供所申报的最大出力，否则将相应扣减容量电费。

  陈宗法也表示，未来煤电机组深度调峰、频繁启停、快速升降负荷将成常态，但经营亏损导致煤电机组缺乏资产金额的投入与升级改造，被动偏离设计值运行，设备可靠性和经济性受到冲击，煤耗不降反升。“电煤长协政策退坡，增加了保供控价难度。预计2024年煤炭市场总体供需平衡，局部地区、个别时段仍有可能出现紧张局面，市场煤价呈现高位震荡格局。2024—2025年，煤电能否迎来一个‘小阳春’仍存在不确定因素。”

  陈宗法指出，近年来煤电发展呈现“政府热、企业冷”“电企退、煤企进”特征，“煤电企业投资意愿较低，导致新增煤电装机量下降，与缺电保供时亟需增加投资、扩大新增装机成为当前电力行业的主要矛盾。”他表示，对此，国家正积极调整煤电政策导向，先后出台一系列疏导电价、管控煤价和容量补偿的有关政策。同时将“十四五”煤电发展目标由12.5亿千瓦调增到13.6亿千瓦，合理地布局清洁高效煤电。

  中国社会科学院工业经济研究所能源经济室研究员朱彤认为，如果容量电价机制要发展成为一个辅助能源转型的长期规划，首先要对系统充足性做评估，“当下煤电企业投资意愿不强，但按照相关规划又需要新建煤电，以提高系统充足性，缓解波动。电力系统缺乏灵活性也可能是造成地区电力供应紧张的原因，而系统灵活性改造不只涉及煤电一类的发电侧，可中断负荷侧建设同样重要。”他同时指出，成熟的容量电价机制应建立在成熟的市场之上，良好的现货市场也能提高补贴效率。

  陈宗法认为，面对能源保供和清洁转型要求，必须从企业主体、国家政策、市场机制三方面协同发力，才能实现煤电可持续发展。“煤电企业要管好设备，通过技术进步、管理创新确保弹性生产，实现煤电可靠性、灵活性和经济性统一。国家应当在评估既往煤电政策基础上，根据煤电新定位，创新、完善既有的煤电政策。”而针对市场机制，他指出，当前容量电价补偿只有30%—50%，政策到位后具体有怎样的效果还不明确，因此能从局部区域开始，逐步探索建立容量市场。同时还需要完善辅助服务市场，深化中长期、现货电量市场并有效对接碳市场。