中电联：电力容量保障机制建设概述

电力容量保障机制建设中国电力企业联合会韩放CONTENTS目录1我国电力容量保障机制建设现状2电力容量量保障机制概述我国电力容量保障机制建设展望31电力容量保障机制概述12一、电力容量保障机制分类电力容量保障机制的作用电力安全供应。电力需求快速增长需要配套的容量保障机制确保电力安全供应。构建容量保障机制可有效激励发电主体进行合理容量投资，确保系统长期保持充裕的调节能力和备用裕度，保障电力安全供应和电力市场稳定运行。提高新能源消纳能力。新能源的快速发展需要容量保障机制稳定发电容量保障。一方面，新能源的间歇性与不可控性，难以独立支撑基荷需求；另一方面，传统火电在新型电力系统的功能定位的转变，单纯依赖能量市场难以覆盖其固定投资成本。亟需构建容量保障机制，保障系统在新能源高渗透率下的长期充裕性与安全稳定性。统一电力市场建设需要。容量保障机制是全国统一电力市场的重要组成部分。电力现货市场的定价机制基于短期边际成本，反映实时供需形成的边际出清价格，其价格包含电能量成本及阻塞成本，未涵盖发电容量投资等固定成本，需通过容量电价等容量保障机制确保长期供电安全。一、电力容量保障机制分类4

电力容量保障机制主要有四种，分别是容量补偿机制、容量市场机制、稀缺定价机制以及战略备用机制。其中，容量补偿是事前定价补偿的方式；容量市场是基于市场的机制设计，稀缺定价机制是在电能量市场中反映容量稀缺性的价格机制，战略备用机制是不参与市场竞争的事前购买容量机制。容量市场机制稀缺定价机制容量补偿机制战略备用机制二、容量补偿机制

容量补偿机制由政府或特定机构确定容量补偿价格，据此向发电企业提供容量补偿费用以帮助其回收固定成本，补偿费用作为用户电价加项，向用户传导。容量补偿机制有助于发电商收回固定成本，可以起到有序引导发电容量投资、优化资源配置效果，对市场发展初级阶段具有较好的适用性和操作性，但是在合理制定补偿标准方面具有一定局限性，可能造成过补偿和欠补偿问题。

我国现行煤电容量电价政策，都属于容量补偿的范畴。容量补偿机制二、容量补偿机制601确定容量电价按年度或每若干年对容量成本进行测算，综合考虑机组固定投资成本、投资回收周期、贴现率、通胀指数、人工成本等因素来确定容量电价水平。02确定补偿容量根据机组出力特性、来水情况、调节能力、非计划停运、检修停机等因素，确定机组可补偿容量，机组根据其可补偿容量及可用性获得容量补偿。03补偿费用结算由交易中心等机构提供容量补偿清算依据，与发电企业等主体进行容量补偿结算。容量补偿机制实施三、容量市场机制7容量市场机制是将电力容量作为交易标的，通过市场竞争形成容量价格。一般由政府确定容量需求，卖方为容量资源提供商，上报可提供容量及报价，买方为电力容量义务者，开展单边或双边交易，通过市场竞争形成单位容量价格。三、容量市场机制8

容量市场有提前利用市场规划发电资源的作用，并且可以通过市场形成较为灵活的容量补偿价格。容量市场通过前瞻性采购和市场化定价，能够更有效地引导资源合理配置。

一般提前三到五年进行，按年开展滚动交易，确保在交付年系统发电容量达到预期。容量市场能够通过竞争发现价格，反映容量资源的稀缺程度和价值。容量市场是全国统一电力市场体系的核心组成部分，其建设是满足电力系统安全保供与市场化转型矛盾的关键举措。

适用于电能量市场发展相对完善的国家和地区，对电力市场基础条件的要求较高。四、稀缺定价机制9稀缺定价机制稀缺定价机制是电能量市场中体现发电容量稀缺程度的措施，允许电能量市场部分时段达到极高电价来反映系统容量价值。补偿费用在电能量市场中体现并向用户传导。用户侧及时有效的需求响应是稀缺电价机制发挥作用的重要保障，当用户对电价足够敏感并且可以按照电价调整用电行为时，用户才可以避免稀缺机制引起的用电费用上升，进而从需求侧保证电力市场稳定运行。定义及作用实施要点五、战略备用机制10战略备用机制是指电网运营商保留部分面临退役或停用的发电机组作为系统备用，仅在系统发电容量短缺时进行调用。备用机组的补偿费用通过输配电价或系统平衡费向用户传导。五、战略备用机制11在系统常规运行时，战略备用的机组不参与市场。在系统出现容量短缺时，调用签订备用合约的机组，以应对短时电力容量不足的问题。在战略备用机制中，参与备用的机组将不参加电能量市场。机组收入的唯一来源为与电网运营商签署的战略备用合约。战略备用机制采用的容量一般由政府确定，并采用招标的方式进行采购。我国各省实施的应急保障电源容量补偿政策，属于战略备用该机制。六、容量保障机制对比12容量补偿机制实施较为简便，适用于市场发展初期。容量市场机制需建立科学的市场规则体系，与现货、辅助服务市场系统运行，适用于市场机制建设较为健全和完备的阶段。稀缺定价机制，适用于市场机制比较完善阶段，用户需对电价大幅波动具有较高的承受能力，且市场的避险工具需较为完备。战略备用机制下参与机组不能通过电能量市场获利，可为我国老旧机组退出电量市场提供一定的参考。我国电力容量保障机制建设情况213一、我国煤电容量电价政策基本情况2023年11月，国家发展改革委

国家能源局印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号），《通知》坚持市场化改革方向，适应煤电功能加快转型需要，现行煤电单一制电价调整为两部制电价。一、我国煤电容量电价政策基本情况15成本构成

煤电经营成本由固定成本（折旧费、人工费、修理费、财务费等）和变动成本（燃煤成本）组成，单一制电价下，煤电仅靠电量回收成本。容量电价的必要性通过容量电价回收部分或全部固定成本，可以稳定行业预期，保障电力系统安全运行，促进能源绿色低碳转型。双碳”目标下煤电转型需求新能源渗透率大幅提升煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型，需优化上网电价机制，构建两部制电价以适应能源转型需要。一、我国煤电容量电价政策基本情况《关于建立煤电容量电价机制的通知》主要内容包括：明确了实施容量电价的机组范围。煤电容量电价机制适用于合规在运的公用煤电机组。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，不执行容量电价机制。明确了煤电容量电价执行标准。煤电容量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定。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；2024-2025年多数地区回收比例为30%，河南、湖南、重庆、四川、青海、云南、广西等七个地区回收比例为50%。一、我国煤电容量电价政策基本情况《关于建立煤电容量电价机制的通知》主要内容包括：17明确了容量电费分摊机制。各地煤电容量电费纳入系统运行费用，每月由工商业用户按当月用电量比例分摊，由电网企业按月发布、滚动清算。明确了容量电费考核机制。

煤电机组如果无法按照调度指令提供所申报的最大出力，按照发生次数扣减容量电费；多次发生出力未达标、被扣减容量电费的，取消其获取容量电费的资格。二、各地落实煤电容量电价政策情况各地相关配套政策应急备用煤电机组政策截至2025年2月底，国网经营区内已有北京、河北、江苏、安徽、福建、陕西核定了应急备用煤电机组容量电价。北京260元/千瓦·年，河北170元/千瓦·年，江苏不高于260元/千瓦·年。安徽标准暂定为每年每千瓦260元，福建标准为260元/千瓦·年。南网经营区中，广东已核定应急备用煤电机组容量电价，标准暂定为每年每千瓦260元（含税）。01二、各地落实煤电容量电价政策情况19各地相关配套政策河北省对2024年12月31日以前投产运营的民生采暖型燃煤背压机组非采暖季给予每年采暖季前后各一个半月（共3个月）容量电价支持。月度标准参照河北省煤电容量电价标准（8.3333元/千瓦·月）执行。在采暖季结束后次月一并结算。2025年1月1日以后新投产的民生采暖型燃煤背压机组非采暖季不再给予容量电价支持。河南省规定2024—2025年供暖季，供热机组在采暖期间，因承担民生供热导致的发电出力受限容量计入最大出力。采暖供热机组政策二、各地落实煤电容量电价政策情况20各地配套政策跨省跨区煤电机组容量电费山西省煤电机组容量电费由外送与省内公平分摊。鼓励煤电机组参与跨省跨区交易，在交易双方充分协商一致情况下，单独约定履约责任和对应的容量电费计算方式。江苏省规定纳入江苏电力电量平衡的跨省跨区送电煤电机组，配套机组原则上按机组容量或分电江苏的容量，执行江苏容量电价，容量电费由江苏承担。浙江省规定灵绍直流配套煤电机组由浙江认定，吉泉直流配套煤电机组、皖电东送煤电机组安徽省牵头，会同浙江省等相关受电省（市）共同认定明确。湖南省明确了纳入湖南省电力电量平衡的跨省区通道配套煤电机组名单。三、煤电容量电价政策执行整体情况

初步统计，2024年，全国煤电机组累计容量电费超900亿元。2024年，全国煤电机组电能量价格和容量电价合计0.44元/千瓦时，较2023年煤电上网电价水平下降接近一分钱。22四、煤电容量电价政策的实施成效一是有助于稳定煤电机组收入预期，并改善煤电企业经营情况。二是有助于提高煤电机组顶峰能力。三是有助于提升迎峰度夏期间电煤库存和供应能力。四是有助于煤电企业适应功能定位转型趋势并推动煤电机组的改造升级。五是有助于促进新能源发电的发展并助力发电装机的绿色低碳转型。我国容量保障机制建设展望323一、完善电力容量补偿机制

一是推动容量电价与电能量电价解耦

容量电价与电能量电价分别覆盖发电企业的固定成本与变动成本，稳定煤电收益以保障系统容量充裕度，最终实现电力市场长期稳定与短期效率的平衡。一、完善电力容量补偿机制

1501号文要求“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%”。随着能源转型不断加快和全国统一电力市场不断完善，优化煤电机组固定成本回收比例的调整时间，对电力现货市场正式运行地区、连续结算试运行地区以及煤电利用小时数下降明显地区，研究在2026年提高容量电价回收比例至100%的可行性。根据能源转型进程和电力市场运行情况，及时优化调整固定成本回收比例一、完善电力容量补偿机制一是明确容量电价成本费用分摊协商机制。制定符合实际运行特性的明确、透明的费用分摊标准和计算方法，合理量化不同省份的受益程度，实现跨省区容量电费的公平合理分摊。二是在完善跨省跨区外送煤电机组的容量电费分摊方式时可考虑将纳入年度、月度中长期合同作为分摊依据。明确跨省跨区送电机组的容量电费分摊方式一、完善电力容量补偿机制

完善最大出力认定机制，完善供热机组最大出力认定方式，即供热机组在采暖期间，因承担民生供热导致的发电出力受限容量计入最大出力，以支持热电联产机组正常经营。明确热电联产机组因民生供热导致出力受限处理办法，完善供热成本传导机制28一、完善电力容量补偿机制电力市场中，发电机组的收入一般由电能量、辅助服务、容量三部分组成，随着全国统一电力市场基本建成，中长期、现货、辅助服务市场协调运行，市场化价格形成机制日趋完善、市场主体参与能力全面提升，有必要推进容量补偿机制向容量市场发展，覆盖全部能够提供有效容量的电源类型，释放有效价格信号，激励各类资源充分发挥自身价值，保障电力系统可靠运行。研究容量市场建设二、容量市场的功能定位29保障电力系统长期容量充裕性引导电力规划作为新型电力系统的“压舱石”，容量市场通过市场化机制锁定未来发电容量资源，保障电力系统长期容量充裕性。容量市场通过市场机制形成容量价格，合理反映系统容量供需，提升电力规划和容量市场的协同性，引导网源协同发展。优化电源投资结构与资源配置容量市场通过市场化的定价方式，体现不同电源类型的长期容量价值。通过建设容量市场引导电源类型的差异化发展。激励用户侧资源削峰填谷容量市场通过市场化机制引导用户侧资源参与削