2023年11月8日，国家发改委、国家能源局联合印发了《关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号）（以下简称《通知》），《通知》要求：自2024年1月1日起在全国建立煤电容量电价机制，容量电价政策的出台具有电价改革的里程碑意义。虽然容量电价政策的受益及分摊主体分别为煤电和用户，但新能源作为电力市场的主体之一，容量电价政策通过电力市场间接对新能源在电价、电量、发展空间等方面产生影响，促进新能源快速发展和能源绿色低碳转型，推动建设火电、新能源等多电源类型协调发展的新型电力系统。
短期新能源电价可能下降
《通知》带来惊喜：煤电价格调整为两部制，容量电价稳中有变！ 电价调整终于不再是一成不变，而是要迈向更加市场化的道路。
《通知》明确，将现行煤电单一制的电能量电价调整为两部制的电能量加容量电价。是的，你没有听错，这次调整中电量电价形成方式保持不变，仍然通过现货或中长期市场化方式形成，而容量电价水平则通过固定成本定价及各省煤电转型进度来合理确定。
那么，这次容量电价政策的受益者是谁呢？首当其冲的当然是煤电。但别着急，分摊主体也是广大用户。新能源电价虽然并未直接受到影响，但作为电力市场的重要一员，它也将感受到政策带来的煤电电能量市场价格的变动。新能源的小伙伴们也要跟着政策的变化而变化了。
不仅煤电的价格有了新的变化，而且容量电价的稳定性和新能源的适应性也得到了更好的平衡。看来，这次政策带来的间接影响将会引发电力市场的新一轮波动。
本次电价改革将煤电单一制电价调整为两部制电价，这一结构调整仅涉及电价构成，不影响煤电总体价格水平。然而，由于增加了容量电价作为成本回收的第二种方式，为确保煤电综合电价不会显著上涨，终端用户用电成本维持稳定，煤电市场化交易电量电价将有所下降。这一变化将带动新能源等其他电源参与市场交易的电量电价随之下行。
在中长期市场交易中，煤电容量电价强制分摊增加了工商业用电成本，降低了用户可接受的电能量签约价格。新能源电力中的绿色环境权益溢价降低其市场竞争力，导致新能源中长期市场交易价格降低。
在现货市场交易中，煤电作为边际定价机组，其申报价格影响所有电源的结算电价。煤电获取部分容量补偿收益后可能降低申报价格，导致新能源现货市场结算价格下降。电价改革优化结构，确保能源市场稳定和可持续发展。尽管煤电价格波动，新能源电力价格竞争力仍然较弱。需要进一步探索和创新能源政策和技术手段以促进清洁能源发展和实现可持续发展目标。
尽管如此，《通知》中，煤电容量电价按照煤电机组固定成本每年每千瓦330元的30%～50%进行容量电价补偿，容量费用依然无法覆盖煤电机组的全部固定成本，煤电仍需通过电能量市场回收可变成本和剩余的固定成本，因此不会大幅度降低电能量市场的报价，所以电力市场的交易价格受容量电价政策影响的程度有限，新能源在电能量市场中的价格将有下降趋势，但整体是平稳下降。却会让新能源分摊的市场运营成本不断提高，电价的降低仍会对新能源场站的成本回收产生不利影响。
利好新能源消纳
近几年，新能源行业迅速崛起，2022年新增装机和发电量在全国总新增中占比高达2/3。随着全国范围内新能源并网规模的扩大，限电率也呈现出显著的提高。在新能源发展迅速、装机增速较快的省份，风电、光伏的利用率达到了90%左右。然而，在新能源发电量大幅增长的季节和时段，弃电现象也随之增加。
弃电现象不容小觑，它会导致新能源发电量被迫减少，损失大量的电能费用。特别是对于享受补贴的新能源场站来说，将失去发电量补贴，从而造成收入大幅下降。这不仅给新能源的消纳带来了更大的压力，也严重影响了新能源的发展和利用。 而此次政策的出台。对于新能源消纳将产生利好！
《通知》要求，煤电机组无法按照调度指令提供申报最大出力的，月内发生两次扣减当月容量电费的10%，发生三次扣减50%，发生四次及以上扣减100%；对自然年内月容量电费全部扣减累计发生三次的煤电机组，取消其获取容量电费的资格。在调节能力上对获得容量电费补偿的煤电机组做出了较为严格的要求，要求煤电机组在系统需要时强制性按调度指令调节，较调峰、调频辅助服务市场中的市场化自愿竞争方式，对电力供应和调节能力有更有力的保障，为新能源提供更加稳定的消纳空间，帮助新能源在大发时间段高比例消纳电量。
此外，《通知》还强调了煤电机组在系统运行中的责任和义务，要求煤电机组在系统需要时必须按照调度指令调节，以确保电力系统的稳定运行。这一规定不仅保障了电力系统的稳定性，也为新能源提供了更加可靠的消纳空间。
同时，《通知》还对获得容量电费补偿的煤电机组提出了更加严格的要求。这些煤电机组必须按照调度指令进行调节，并且在系统需要时必须提供足够的调节能力。这一规定确保了煤电机组在电力供应和调节能力方面能够发挥更大的作用，为新能源提供更加稳定的消纳空间。
在此情况下，新能源场站的收入能够在电量方面得到政策支持，且带补贴场站将获取更多的发电量补贴，故容量电价政策对新能源整体收入的影响并不大。
提高新能源发展上限
近几年，国内传统的电力系统的发展速度难以跟上新能源装机增长的速度，为保证电力供应稳定和电网运行安全，新能源占比较高的地区面临接入难题，特别是新能源占比较高的“三北”地区，由于冬季供热、机组老旧、供需不平衡等原因，调节能力严重不足。
由于煤电机组在电力市场中的成本回收能力有限，甚至会产生亏损，因此很多煤电厂面临缺少资金对煤电机组进行灵活性改造的问题。煤电机组投资迟滞，长期来讲难以为新能源提供足够的消纳空间，导致新能源消纳空间长期受限，发展受到严重制约，难以进一步扩大新能源装机容量，新能源的发展进入瓶颈期。
《通知》的出台为煤电厂提供了投资资金来源和驱动力，吸引了资本对煤电机组进行投资，便于煤电机组可以进行灵活性改造。一方面，《通知》将容量补偿的范围限定为“合规在运的公用煤电机组”，不包含自备电厂及能耗、环保和灵活调节能力等方面不符合要求的煤电机组。未达标的煤电机组为获取容量补偿电费，将不得不尽快进行改造，达到国家要求的灵活性调节能力标准。
随着已投运未达标的煤电机组陆续进行灵活性改造，尤其是存在机组老旧问题的地区，让煤电机组调节能力将得到普遍提高，能为未来更多新能源的接入电网提供调节空间，促进能源的绿色转型。这也间接为更多的新能源并网提供可能性，无形中提高了新能源发电并网容量的上限。
随着可再生能源的迅猛发展，我国部分可再生能源占比重的地区已开始显现出电力峰值难以为继、调节能力不足等挑战，这可能给电网的稳定供应带来风险。尽管储能和需求侧响应能为电网的灵活性提供一定的支撑，但煤电机组依然被视为主要的能源供应保障和调节手段。为确保我国电力系统的安全与稳定运行，煤电容量电价政策因需而生。
值得注意的是，新能源产业并不是这个政策的直接受益者或利益的分摊者，但政策的推出却有望降低新能源发电的成本、拓展其消纳空间，并为其发展提供更大的可能性。
整体而言，煤电容量电价政策旨在推动煤电向灵活保障性电源转型，从而促进新能源的消纳和发展，确保我国在转型期间电力系统的稳定运行，积极而稳妥地推进“双碳”目标的实现。
