国家发展改革委、国家能源局前不久联合印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》，决定自2024年1月1日起，现行煤电单一制电价调整为由容量电价和电量电价构成的两部制电价。这对于理顺煤电价格形成机制，科学反映成本构成，更好发挥煤电行业的基础保障性和系统调节性作用，助力我国电力和能源系统安全转型具有重要意义。
煤电是典型的重资产行业，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。如果以电能量作为唯一指标制定煤电电价，则只有发电才有收益，与其成本投入情况不符。电力市场成熟的国家通常实行两部制电价，即容量电价主要回收机组固定成本、电量电价主要回收变动成本。而且在我国的电力市场中，煤电通常作为各类电源发电定价的参照基准，其价格机制不顺，会影响整个电力市场的定价秩序。两部制电价将煤电的容量价格和电量价格拆分开来，定价机制更加清晰，能够带动优化整个电力市场的价格体系，更好反映各类电源的容量、灵活性和生态环境价值。
在当前技术条件下，传统能源和新能源各有优劣。煤电碳排放高，对生态环境影响大，但只要燃料供应充足，其连续性和稳定性就有保障；以风力和太阳能为代表的新能源相对绿色低碳，但是在一定程度上却要“靠天吃饭”，年发电利用小时数远低于煤电，且具有间歇性和波动性特点。2022年，我国风电和太阳能发电装机双双达到各类电源总装机的15%左右，发电量却分别只占总发电量的8.6%和4.8%，实际出力份额仍然较小，保障能力仍然较弱。我国能源资源中煤炭相对丰富，经过长期发展，目前已建立起世界上规模最大的燃煤发电体系，煤电企业众多。建立煤电两部制电价机制，只要符合政策的广大煤电企业都是受益者，在微观上缓解了企业经营压力，使其能专注于健康成长；在宏观上稳定了行业发展预期，进一步筑牢行业基础，能有力保障国家能源安全。
在我国电力系统转型过程中，风力、太阳能等低碳新能源比例将大幅增加，最终成为主体电源。为适应新能源电源运行特点，满足智能电网的建设要求，电力系统需要配备大量的调节性电源。从当前技术条件及经济性看，大规模商业化部署新型储能设施还不成熟，灵活可靠的燃煤、燃气发电是最佳选择。在这种情况下，大量的燃煤发电设施作为调节性电源存在，更多时间将处于备而不用的状态，在产生折旧、维护等成本的同时却无收益，会影响企业经营愿望。建立煤电容量电价机制，是对其系统调节功能的合理利益补偿，是对电力辅助服务市场“谁提供、谁获利；谁受益、谁承担”建设原则的充分体现。
基于此，此次印发的通知可操作性和现实意义都比较强。原因在于，其适用于合规在运的公用煤电机组，不符合国家能耗、环保等要求的电厂不执行，体现了政策的绿色低碳导向；设定了不同时间点各地通过容量电价回收固定成本的比例，充分照顾到地区差异性，也保证了政策的有效性和可持续性。同时，通知还明确了容量电费由工商业用户按用电比例分摊和跨省跨区送电的电费分摊细则，以及煤电机组最大出力的达标要求，政策可操作性、可核查性强。另外，通知不涉及居民和农业用户，并且提出要形成竞争充分、合理反映燃料成本的电量电价，引导煤炭、煤电价格保持基本稳定，充分考虑到社会各方面的承受能力，保证了机制平稳实施。
未来，要持续推进电力、石油天然气、储能、消费端等方面的价格改革。在电力领域，分时电价机制逐渐完善能够有效引导用户削峰填谷，改善电力供需，电力现货定价和交易机制完善使电力资源配置更优化。在天然气领域，以市场化改革和安全稳定供应为目标，各地正探索建立有效的天然气上下游价格联动机制。在储能领域，抽水蓄能两部制电价机制不断优化，新型储能价格机制不断探索，储能设施的建设运行成本将得到更好传导，有利于行业快速健康发展。在能源消费端，应持续推进针对高耗能、高排放行业的差别电价、阶梯电价，长江沿线的岸电支持性电价以及居民阶梯电价等政策，更加鼓励和带动绿色消费。
