合理的计价方式，要在遵循成本投入规律的前提下，将不同类型的价值信号传递到购买方，最终实现成本“回收”和利润“激励”。最为常见的计价方式是按量计费，由于具有便于理解、定价灵活等优势而被广泛应用。对于电力生产而言亦是如此，在还本付息及经营期定价的一贯逻辑下，单一电量电价便是偿付本息、实现经营目标最直观的方式，在发电侧得到长期采用。
然而，计价方式的设计仅将成本投入规律作为思考前提还不够。一个典型的例子是，我们通常对固定成本远大于变动成本的核电制定单一电量电价，反而是因为核能发电的利用小时大且稳定，电量电价已经能够满足其成本“回收”和利润“激励”的需要。当功能性达到要求时，便利性就占据了计价方式设计的主导地位。
那么，对于煤电呢？
现行煤电价格脱胎于标杆电价——一种采用经营期方法对地方先进机组实施政府定价的单一电量电价。标杆电价涵盖了燃煤发电的全部成本。但相较于核电燃料成本占比小、短期变化较小，煤电成本受煤炭价格短期波动影响却十分明显。为应对这一问题，我国与标杆电价同步推出“煤-电价格联动”机制，将煤电标杆价与煤炭价格建立起联系。直至2020年初全面实施煤电上网电价市场化改革，“基准价+上下浮动”机制替代了标杆电价，特别是2021年发改价格〔2021〕1439号文件的印发，为通过市场方式将煤价变化传导到电价提供了制度基础。
时至今日，在能源转型、市场改革大趋势下，燃煤发电价格再次走到改革路口。
一是能源转型深入推进对完善煤电计价方式明确了要求。一方面，风电、光伏发电具有间歇性和波动性特征，可再生能源渗透率提高后，需要更强的电力系统可控调节能力，系统灵活性需求迅速增加。例如欧盟就预测，如果欧洲在2050年实现零碳，其电力灵活性资源需求将是2020年的4倍。另一方面，我国其他电源中，气电受资源禀赋约束，难以成为主要的调节性资源来源；水电及抽水蓄能成本日益攀升，发展规模与调节能力整体有限；新型储能中短期内在技术、成本和规模等方面难以承担主力调节的角色，并且在提供转动惯量方面也存在短板。在灵活性资源需求增加、供给不足的“供不应求”矛盾下，我国一段时期内仍依赖煤电提供调节能力，要求存量煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型。煤电功能转变也生动的体现到了统计数据上。2022年，我国风电、光伏发电成为电力新增装机的主体，装机占比29.6%、发电量占比13.4%。相较而言，火电利用小时从2011年5294小时降至2022年4379小时，发电量占比从82.8%降至69.8%。随着新能源持续快速发展，火电利用小时还将进一步下降。在煤电“功能转型”和“电量减少”两相作用下，亟需调整煤电单一电量计价方式，通过容量电价稳定回收一部分成本，确保有足够的机组在低利用小时下能“存活”下来，及时提供调节服务。
二是电力市场加快改革为完善煤电计价方式创造了条件。首先是电力现货市场发展为煤电创造了提升竞价空间的可能性。2016年以来，省级现货市场试点加快推进，省间现货在迎峰期间逐渐发挥重要作用，近期《电力现货市场基本规则（试行）》印发，现货市场“发现价格”的功能持续增强。但与此同时，新能源逐步进入市场，部分地区受新能源报价影响市场出清价走低，煤电要通过边际报价回收固定成本难度加大。如果能够在现货市场为煤电“解绑”，例如拆解一部分固定成本通过容量电价回收，煤电的竞价空间将明显增大。市场处于低价时，由于度电固定成本负担减小，煤电电能量损失相对收窄；市场处于高价时，又可通过灵活的现货报价获得较高回报。其次是电力辅助服务机制逐步完善，为煤电机组充分发挥灵活调节能力畅通了渠道。2021年底，新版“两个细则”印发，辅助服务市场在除西藏外的所有地区建立运行，为鼓励煤电利用不同机制、识别不同价值，进而获得多渠道补偿提供了经验参考，在缓解煤电经营压力上发挥着作用。再次，第三轮输配电价改革进一步理顺了输配电价结构，系统运行费独立列示，为煤电容量电价向用户合理归集与分摊提供了“通道”保障。
此次出台的煤电容量电价，从实施范围、价格水平、分摊方式和电费考核方面明确了机制，体现出以下几大特点。
一是实施范围兼顾普适性和针对性。明确容量电价适用于“合规在运的公用煤电机组”，燃煤自备电厂、不符合规划的煤机、不满足能耗环保及灵活调节能力要求的煤机，不执行容量电价。既保证了最大限度覆盖煤电机组，也体现了定向支持的特点。
二是价格水平兼具统一性和差异性。明确容量电价实施每年每千瓦330元的全国统一标准，但考虑各地具体情况，按照差异化比例在地方执行。统一标准解决了对大规模、多类型煤机开展全面监审的“高制度成本”问题，差异化执行则更加贴近当地实际，提高了政策效率。
三是明确了跨省区外送煤机分摊机制。对于配套机组，原则上视为受电省机组执行容量电价，容量电费由受电省承担；对于其他机组，视为送电省机组，容量电费由送受双方协商分摊。明确容量电费在跨省区交易中的分摊方式，有利于省间与省内价格机制的有效衔接。
四是建立了容量电费考核机制。针对煤电机组无法按照调度指令（跨省跨区送电按合同约定）提供申报最大出力的，按月内发生次数（2次-4次及以上）分别扣减容量电费10%、50%和100%；对于自然年内累计发生三次全部扣减的将取消获取容量电费资格。考核机制为确保煤电企业履行容量责任提供了底线保障。
煤电容量电价机制的建立意义重大。
一是将在一定程度上解决存量煤电生存问题。按照最大出力600MW煤电机组执行330元/千瓦的50%容量电价估算，年收益将达到近1亿元，相当于为煤电机组变相增加约130个利用小时，简单叠加到2022年煤电机组实际利用小时数上，基本接近甚至略微超过传统认识上的设计利用小时4500小时，为煤电机组回收固定成本提供保障。
二是有利于提升煤电机组新增投资积极性。2021年，受煤价高企影响，全国煤电亏损面达到80%，亏损金额超3000亿元；2022年在控煤价、建机制、强疏导等措施下，整体有所好转，但仍处于亏损水平。发电企业煤电版块持续亏损，严重影响了煤电投资积极性。容量电价为煤电投资提供了相对稳定的收益预期，在恢复投资信心方面将起到关键作用。
三是有助于建立体现电力容量价值的价格体系。同样作为重要的调节性资源，抽水蓄能的两部制电价在2021年得到确立。抽蓄和煤电的容量价格均由政府定价确定，具体定价方式分别适应了各自现实情况。此次煤电容量电价的推出，无疑为新型电力系统建设下探索体现电力容量价值的价格体系增加了新样本，对引导完善未来价格制度提供实践经验。
