近日，国家发展改革委、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），决定自2024年1月1日起，将现行煤电单一制电价调整为两部制电价。其中，电 (略) 场化方式形成，容量电价水平根据煤电转型进度等实际情况逐步调整，充分体现煤电对电力系统的支撑调节价值。

这是我国电力体制改革以来，国家层面又一次只针对煤电做出的决策，是继2021年《国家发展改革委关于进一步深化燃 (略) 场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）文件后电价改革的又一重磅政策。

这是政策首度以电价补偿的形式认可煤电的顶峰备用价值，将正向激励煤电投资建设的积极性。将给煤电行业带来实质性利好，煤电的“压舱石”地位得到利益机制的保障。煤电的投资成本回收，不再完全依靠发电，不发电时作为系统调节和支撑电源时也能获取收益。

这就意味着煤电企业资产回报率的确定性有所提升，同时还可以提升抵抗煤价波动的能力，有利于企业盈利能力的稳定。

(略) 发展研究中心资源与环境政策研究所副研究员韩雪在接受相关媒体采访时表示，容量机制是保障电力系统电源充裕度、避免电力短缺的重要手段， (略) 场的有效补充。随着新能源发电的大幅增加和电力负荷峰谷差加大，需要通过容量机制为在用电高峰时段的有效容量的成本回收提供保障。

众所周知，近年来，无论是煤电出力不足造成的全国性电荒，还是水电周期性波动造成的西南局地电荒，“解套”之法都离不开调动煤电出力的积极性，这是我国的能源国情所决定的。

与此同时，“双碳”目标提出以来，风、光等新能源逐步向着装机主力迈进。国家发展改革委副主任杨荫凯今年6月份曾表示，当前我国的非化石能源发电装机容量占比达到50.9%，历史性超过化石能源发电装机容量。但是，风电、光伏天生的不均衡、不稳定缺陷，只能依靠煤电来“兜底”。

因此，在未来的新型电力系统中，煤电将逐步走向调节性电源。在新能源发不出来电的时候，煤电要满发；在新能源弱发的时候，煤电要适当出力；在新能源大发的时候，煤电要停机备用。

随着新能源技术的不断革新，“调峰”的定位就意味着煤电的利用小时数将逐步走低。出力减少，利润就会下降，反过来会进一步影响发电量减少，一旦发生电荒，能源结构转型就会成为一句空话。

因此，必须给煤电以利益机制保障来推动其转型。通知的出台释放出清晰明确的政策信号，意味着中央进一步明确了对“煤电”的重新定位，可以说给煤电企业吃下了一颗“定心丸”，利好我国能源稳定供应和转型升级。

通知明确，对合规在运的公用煤电机组实行煤电容量电价政策，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。其中，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，多数地方通过容量电价回收固定成本的比例为30%左右，部分煤电功能转型较快的地方适当高一些；2026年起，各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%。

以火电巨头华能国际为例，近1.3亿千瓦的煤电装机，仅容量电价一项每年可获得近430亿元的稳定收益。全国煤电装机总计逾13亿千瓦，容量电价一项，年支出4300亿元以上。13亿千瓦煤电年发电量4.9万亿度左右，4300亿元的容量电价相当于度电补贴8.8分钱。

参考 (略) 份为鼓励燃气发电而发布的两部制电价为实际经验，可以看出，政策出台后，燃气发电盈利稳定性相对较强，发电积极性波动幅度明显降低。

因此，2024年1月1日起，容量电价正式实施后，煤电中长期回报的稳定性将相应提升，利好煤电行业的健康发展，同时有助于保障煤电压舱石作用，从而保证绿电长期平稳的发展和能源系统的安全性。

近日，国家发展改革委、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），决定自2024年1月1日起，将现行煤电单一制电价调整为两部制电价。其中，电 (略) 场化方式形成，容量电价水平根据煤电转型进度等实际情况逐步调整，充分体现煤电对电力系统的支撑调节价值。

这是我国电力体制改革以来，国家层面又一次只针对煤电做出的决策，是继2021年《国家发展改革委关于进一步深化燃 (略) 场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）文件后电价改革的又一重磅政策。

这是政策首度以电价补偿的形式认可煤电的顶峰备用价值，将正向激励煤电投资建设的积极性。将给煤电行业带来实质性利好，煤电的“压舱石”地位得到利益机制的保障。煤电的投资成本回收，不再完全依靠发电，不发电时作为系统调节和支撑电源时也能获取收益。

这就意味着煤电企业资产回报率的确定性有所提升，同时还可以提升抵抗煤价波动的能力，有利于企业盈利能力的稳定。

(略) 发展研究中心资源与环境政策研究所副研究员韩雪在接受相关媒体采访时表示，容量机制是保障电力系统电源充裕度、避免电力短缺的重要手段， (略) 场的有效补充。随着新能源发电的大幅增加和电力负荷峰谷差加大，需要通过容量机制为在用电高峰时段的有效容量的成本回收提供保障。

众所周知，近年来，无论是煤电出力不足造成的全国性电荒，还是水电周期性波动造成的西南局地电荒，“解套”之法都离不开调动煤电出力的积极性，这是我国的能源国情所决定的。

与此同时，“双碳”目标提出以来，风、光等新能源逐步向着装机主力迈进。国家发展改革委副主任杨荫凯今年6月份曾表示，当前我国的非化石能源发电装机容量占比达到50.9%，历史性超过化石能源发电装机容量。但是，风电、光伏天生的不均衡、不稳定缺陷，只能依靠煤电来“兜底”。

因此，在未来的新型电力系统中，煤电将逐步走向调节性电源。在新能源发不出来电的时候，煤电要满发；在新能源弱发的时候，煤电要适当出力；在新能源大发的时候，煤电要停机备用。

随着新能源技术的不断革新，“调峰”的定位就意味着煤电的利用小时数将逐步走低。出力减少，利润就会下降，反过来会进一步影响发电量减少，一旦发生电荒，能源结构转型就会成为一句空话。

因此，必须给煤电以利益机制保障来推动其转型。通知的出台释放出清晰明确的政策信号，意味着中央进一步明确了对“煤电”的重新定位，可以说给煤电企业吃下了一颗“定心丸”，利好我国能源稳定供应和转型升级。

通知明确，对合规在运的公用煤电机组实行煤电容量电价政策，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。其中，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，多数地方通过容量电价回收固定成本的比例为30%左右，部分煤电功能转型较快的地方适当高一些；2026年起，各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%。

以火电巨头华能国际为例，近1.3亿千瓦的煤电装机，仅容量电价一项每年可获得近430亿元的稳定收益。全国煤电装机总计逾13亿千瓦，容量电价一项，年支出4300亿元以上。13亿千瓦煤电年发电量4.9万亿度左右，4300亿元的容量电价相当于度电补贴8.8分钱。

参考 (略) 份为鼓励燃气发电而发布的两部制电价为实际经验，可以看出，政策出台后，燃气发电盈利稳定性相对较强，发电积极性波动幅度明显降低。

因此，2024年1月1日起，容量电价正式实施后，煤电中长期回报的稳定性将相应提升，利好煤电行业的健康发展，同时有助于保障煤电压舱石作用，从而保证绿电长期平稳的发展和能源系统的安全性。