1.煤电容量电价机制政策解读
（1）建立煤电容量电价机制的背景和目的
近期，国家国务院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。该通知决定于2024年1月1日起建立煤电容量电价机制，转变原有的现行煤电单一价制度为两部制定价。这是一个偏向市场的改革，旨在给煤电机组提供相对稳定的收益来源，通过逐步回收固定成本，激励煤电装机的增长和投资建设。
该政策的目的之一是建立一个相对稳定的收益来源，对于新增煤电装机和投资建设提供激励机制。其主要目的是改变原有的单一制电价，转向容量电价体系下的上网标杆电价。在这种价格体系下，煤电的成本来源包括固定投资成本、电能量成本和提供辅助服务的成本。在过去，这种计划模式下的价格体系是有效的，但是21年后已经不再适用，因为煤价上涨速度较快，新能源的增长导致煤电发电量下降。
（2）煤电容量电价机制的具体要求
根据该政策，在2024年开始，煤电收益的回收率为30%，之后逐步提高到50%，最终提高到70%。特别是对于煤电利用小时较低的省份，回收率可能会更高。
各个省份将根据该政策研究其对省内的影响，并制定相应的年度长协方案。考虑到时间紧迫，各省将在12月份签订年度长协。
（3）煤电容量电价机制的影响
最近容量电价的影响是显而易见的，大致增加了1分9的容量电价。对于煤电机组来说，他们能够多拿到大约1分9的电。当然，这个数字可能会有一些波动。国家文件没有调整，对于发电用户来说，涨价一分多钱可能是一个相对较大的影响，但并不是无法承受的。
不同省份的承受能力不同，一些如山东等长周期运行的省份，对用户侧成本的增加有一定承受能力，但其他省份可能感到影响较大。因此，不同省份的反应肯定是不同的。
2.煤电收益来源与激励机制
（1）煤电收益的不稳定因素
根据蓝皮书的时间节点划分，未来30年是一个煤电持续增长的阶段，但之后新能源将成为电力主力电源。因此，煤电发电量将缩减，利用小时数也将下降。这种发化会对煤电的收益来源造成不稳定影响。即使煤价稳定，电价也有限制，但发电量减少后，固定成本分摊比例会增加。
根据测算，在利用小时数超过4000小时的情况下，一度电的固定成本分摊约为7分钱左右。但如果利用小时数降低到3000甚至更低，一度电的固定成本分摊将超过一毛钱。因此，如果煤电仍基础电源或主力电源转变为调节性电源，利用小时数减少后，固定成本分摊将增加。
(2)煤电收益的激励机制
为了解决煤电收益来源不稳定的问题，煤电容量电价机制的一个目的就是建立一个相对稳定的收益来源，对于新增煤电装机和亚投资建设提供激励机制。
未来煤电的收入来源将分为三部分，其中电能量部分不再参照基准价，也不再提供一刀切的设计，而更多地参照煤炭成本。这个机制的目的之一是推动新型电力系统的建设。
此外，该机制还能间接促进新能源消纳。由于煤电装机的增长强于储能的调节能力，需要有一个完善的激励机制，让煤电在新能源低价发电时，能够主动降低出力或停机，以促进新能源消纳，同时增加煤电的收益。
3.辅助服务市场建设
市场还涉及到提供辅助服务的成本，未来需要逐步仍燃煤基准价中剥离出来，建立一个独立的辅助服务市场。辅助服务的机制非常复杂，各个省份的做法差异很大。因此，国家将出台一个辅助服务的文件，指导各地如何进行辅助服务市场的建设。这个文件不会非常完善，各省需要根据自身情况进行操作。
辅助服务的机制建设是关键，将首先实现市场机制的成熟，然后逐步向用户侧推进。
Q&A
Q：煤电的发电量会下降，收益来源将变的不稳定，是否会影响投资收益？
A：是的，随着煤电发电量减少，固定成本分摊比例将增加，对投资回报产生不利影响。
Q：市场中的辅助服务成本会逐步剥离出来，单独形成辅助服务市场，并由各个省根据本地情况制定机制。
A：是的，国家将推出辅助服务的文件，指导各个省如何建设辅助服务市场。并且建设成熟后再向用户侧推广，最终形成一个完善的市场化体系。
Q：新能源消纳问题可以间接促进整个电力系统建设，对于调峰需求，煤电机组的调节能力强于储能，目前仍需依靠煤电进行调峰服务。
A：对的，由于煤电装机继续增长，新能源消纳需要依赖于煤电。当前，一台好的煤电机组可调节新能源70%的电量。而储能调峰能力有限。
Q：煤电的思路已不再追求发电量，而是更多地通过激励机制在低价时主动降低发电量，以促进新能源消纳，并获得更多收益。
A：是的，新的市场机制旨在帮助新能源解决并网消纳问题。它不再是简单的上网电价，而是更完善的机制，通过激励煤电在低价时主动降低发电量，向新能源提供消纳帮助，从而获得更多收益。
Q：容量电价将增加一两分钱，不同的省份的承受能力和反应会有所不同。
A：是的，对于发电用户来说，容量电价上涨一些对于大型企业来说承受能力还可以。不同省份的承受能力和反应程度会有所不同。
Q：不同省份的装机和发电量情况不同，是否会导致电价有所差异？
A：不同省份的装机和发电量情况不同，可能会导致电价上下浮动，但不会影响整体趋势。
Q：是否有可能动基准价或20%上限？
A：基准价和20%上限不可动，但政府可能会使用指导价或者煤电联动这样的机制去做一些调整，不过预计不会有太大幅度的改变。
Q：市场化交易的价格降低对其他电源类型有什么影响？
A：市场化交易的价格降低可能会对水电、核电和新能源的市场化交易部分产生一定影响。
Q：非市场化的电源基础对应的是基准价，基准价动了会对这些电源造成什么影响？
A：非市场化的电源基础对应的是基准价，如果基准价动了，这些电源的影响面是非常广非常大的，因此基准价不会轻易动。
Q：市场化交易中煤电的价格会对其他电源决定价格吗？
A：在市场化交易中，煤电的价格是决定所有人的价格，因此其他电源价格受煤电价格影响。
Q：新投产的大水电价格会受到影响吗？
A：新投产的大水电可能会受到影响，比如其长期的交易价如果适当降低，价格也会跟着调整。
Q：燃煤基准价不会动，影响程度和影响面有多大？
A：燃煤基准价不会动，因此影响程度和影响面不会太大，不会对其他电源造成太大影响。
Q：对于储能来说，这个政策会有什么影响吗？
A：储能对于这个政策的影响并不直接，因为该政策只针对燃煤发电提出。储能的收益主要来自于峰谷电价差，而这个政策并不会对峰谷价差产生任何影响。目前大部分省市与煤电厂签订了一份合约，其中包括了一个基准价，并在用户侧通过乘以一个尖峰系数和一个低谷系数来拉大峰谷价差。因此，对于用户侧的储能而言，峰谷价差的水平不会受到影响。而对于一些省份来说，例如山东，储能的收益来源分为三个方面：现货里的峰谷价差、租赁费用和容量服务器容量电价。其中，只有容量服务器容量电价可能会受到影响，但目前山东可以自主确定容量电价机制，因此影响可能不大。总之，储能的收益来源与发电价格无关，而是与充放电的价差有关，因此该政策对储能影响较小。
Q：对于容量电价对火电利用小时数的影响，在2024年补贴比例30%的背景下，利用小时数会下滑多少？
A：该专家表示，容量电价文件不会对火电利用小时数产生影响，火电利用小时数的最大影响因素是供需关系。根据供需关系来看，明年的火电利用小时数可能会因为多用或少用而有所发化，与价格无关。预计2024年火电供需形势仍然严峻，特别是迎峰度夏，因此该年的利用小时数可能较高。另外，煤电装机投产速度也是影响利用小时数的重要因素，预计煤电装机投产将分批进行，可能到2027年才能完全投产。综合来看，2024年和2025年仍然是相对缺电的年份，利用小时数可能相对较高。
Q：去除广东省出台的基准电价降价两分钱被撤销的情况下，完全市场行为下，您对2024年中长期电能量价格的预测是什么方向？
A：该专家表示，预测2024年中长期电能量价格时，首先要考虑发电侧对煤炭价格的预判。发电侧不会将明年的长协价格紧扣今年的煤价，而是会留下一定的预赌空间，以防煤价上涨。对于终端用户来说，大部分用户并不了解容量电价，因此话语权由售电公司决定。民营企业的售电公司可能会关注容量电价，并进行相应的考虑。在没有容量定价的情况下，今年的年度长协价格已经比去年下降了一些。预计容量电价出台后，自发签订长协价格可能会再次下降一些，但不会达到容量电价涨幅的程度。
Q：目前现货交易中各种电源是全部分开交易的吗？还是不同省份情况不太一样？
A：不同省份的现货交易情况是不一样的。1439号文出台后，燃煤电厂的交易是一起的，不管是双边协商还是点对点单独交易，都在一个体系中。而其他电源类型（如水电、核电）则会根据不同省份的情况来参与市场化交易。有些省份会给这些电源挖出一部分供应量参与市场化，但是一些成本高的水电和燃气机组的电价则会较高，导致无法不火电一同参与市场化竞价，因此这些电源往往会单独交易。而每个省份的处理方式都差不多，将电源按照价格仍低到高排序，然后保障居民农业的价格不发，剩下的电源按照成本进行匹配，并通过加权平均来确定每个月的价格。这样做的目的是为了保证公平和用户之间的公平性。
Q：煤电和水电在中长期交易上的做法有何不同？是如何进行交易的？
A：煤电和水电在中长期交易上的做法不同。在四川的情况下，水电在汛期和非汛期的做法不一样，而煤电参与统一购买，电网公司统一购买煤电，价格由煤电自行报出。购买完煤电后，还会剩下其他类型的电源，如燃机电源，一起分摊给全体工商用户。
Q：煤电和水电是否存在竞争关系？
A：煤电和水电不是在同一场合竞争，而是在不同的场次进行交易。因为不同的成本和电价水平，如果让它们放在一起交易，价格机制就会混乱。因此，大部分省份都采取了类似的处理方式。
Q：目前对煤电和核电价格的调整情况如何？
A：各省份对于煤电和核电的价格调整并不完全一样，有些省份对煤电的价格进行了控制，没有上浮到20%的水平，而核电只给予了10%的上浮。这是因为国家对煤电有相关文件明确规定，不能上浮20%，而核电没有此限制。如果煤电的上浮幅度降低到15%，核电的调整情况也可能是不动的。
Q：2026年补贴比例是否可能达到100%？会不会影响保供可靠性？
A：不发电是不允许的，如果存在不发电的情况，只能通过行政手段来强制要求发电侧承担保供责任。对于补贴比例，国家文件肯定不会逐年提升，后续可能会有新的文件出台。容量电价是各个省根据情况制定的，不会全国统一达到100%的补贴比例。
Q：如果某个省的补贴比例达到100%，会不会导致发电侧不肯发电？
A：如果给到100%，可能意味着煤电已经是一个调节电源，不是个饥饿的电源。这种情况下，发电侧可能会根据情况开机调整发电。另外，每个省的情况不同，不会全国统一达到百分之百的补贴比例。
Q：储能是否会有容量电价？如何解决储能质量问题？
A：储能确实有人提出容量电价，但提出并不代表最终会采用。储能在相关文件中也有提到，主要针对电网替代性储能。储能可以替代电网投资建设，降低输配电价，并通过容量电价来收取费用。如果所有储能都给予容量电价，会存在问题。
Q：容量电价对储能质量的影响是什么？
A：容量电价给的是什么意思，不管储能质量好坏，只要装机投在那，就能拿钱，所以投资者肯定会尽可能把成本降低，这是一个恶性循环。储能质量好坏，最大的影响因素是峰谷价差或参与调频。如果峰谷价差或调频次数很高，质量不好的储能会很快报废。调频对电池损耗也很大，需要更好的质量电池。
Q：储能的容量电价可能会有哪些差别？
A：储能的容量电价可能会有结构性的差别，比如调频损耗大的、大型储能、电化学储能等。但实际上容量电价很可能是一刀切的，因为对储能厂商的具体信息和成本等很难考察。
Q：容量电价对火电建设的影响是什么？
A：容量电价对火电建设的盈利稳定性增强了，但盈利性并没有明显转变，对新建火电建设的影响还需要观察。
Q：对于煤电容量电价最新政策，您认为在当前煤价波动的情况下，对投资的吸引力如何？在什么时间节点下最合适投资？
A：虽然当前投资的积极性很高，但是实际上通过这个政策给予的补贴在未来可能不足以弥补高煤价带来的损失。投资的最合适时间节点就是近两年，但是具体效果还需要观察。
Q：对于煤电容量电价在迎峰度夏方面的效果如何？
A：对于迎峰度夏来说，煤电容量电价政策在满足电力需求的情况下可能会有好处，因为只需多投产一点，即可获得更多的补贴。
Q：未来的电力市场是否会将容量电价转变为电容量市场？
A：是的，未来的电力市场可能会转向电容量市场，其中包括竞价决定的容量市场以及现货市场中的电力交易。这是一种国外的做法，逐步发展可能会向这个方向发展。
Q：对于容量市场的具体运作方式，能否详细介绍一下？
A：按照容量市场的机制，企业将规划未来2～3年的电力容量需求，并通过竞拍等方式来获取相应的容量。竞价最低的企业将获得资金补贴，这个竞价的结果也将决定未来投产者能得到的费用。对于电能量和辅助服务等，这部分也包含在市场体系内，具体还涉及中长期交易和现货市场的差价结算等，市场体系较为完整。
Q：未来的电力市场是否会进一步扩大，如增加省际和省内交易？
A：是的，未来的电力市场可能会进一步扩大，涉及省际和省内等更多复杂的交易。这将使市场变得更庞大。
Q：这次政策改革中，煤电容量电价的降低是如何分配的呢？
A：根据专家的分析，煤电容量电价的降低可以通过以下方式实现：容量电价多收两分，电量电价降两分，并且定向计划电价也下降，使得其他电源的价格也下降。这样就实现了用户电价稳中有降的目标。但是要能让煤电的电量电价跟着同步降两分，非充分竞争的市场很难做到。除非政府采取干预措施，但这种情况很可能性很小。所以，煤电降两分，其他电源上涨两分的分配逻辑是，水电核电新能源的市场化交易部分跟着煤电价格的电量交易价格情况同步，如果煤电降了价，其他电源也会降价，但其他电源降价的同时，它们并没有多收两份钱，所以整体来说它们肯定是赚钱而不亏损。对于煤电来说，虽然少赚了，但相对于它们的上网标杄电价来说，它们仍然是赚钱的，因为总体上不会降到基准价以下。
Q：新能源市场化交易的电价会不会影响上网交易的价格？
A：对于新能源来说，市场化交易只针对于火电上涨的那部分，而且比例大概在3%~5%左右，在全国范围内每个省都会进行绿电交易。绿证交易是国家倡导的未来发展方向，旨在体现出绿证的价值。但实际上目前绿证需求量不大，所以绿证的价值还没有被体现出来。在这种情况下，绿电的价格会跟随火电上涨。而绿电的交易主要是中长期的交易，不会在现货交易中涨价。因为在中长期交易中，没有分时价格的信号，无法区分不同时段的价格变化，这是一种不公平的情况。所以这部分电量很少，并且主要是中长期交易，而非现货交易。
Q：新能源市场化交易是否会导致总电费上涨？
A：总的来看，根据政策的思路，前提条件是煤电涨两分，电能量降两分，其他电源跟随降价。在这种情况下，总体上电费是稳中有降的。然而，具体是否上涨，还需要根据实际情况考量。
Q：火电在电力系统中的作用是什么？
A：现在的电力系统涵盖了很多不同类型的电源，火电作为基荷电源，是主力电源。未来可能会变成新能源发电的主要电源，但这可能要在10年到20年之后实现。在未来，火电的电量将主要用于调节电源，类似于现在的燃天然气机组。在电力需求高峰时，火电可以发电，然后在需求低谷时停止发电。此时，火电的收益来源格局将会完全改变，除了电能量收益外，还会有容量电价收益和调峰收益来源。调峰收益主要来自辅助服务市场或现货电能量市场，火电将能够通过提供调峰来获得额外的收益。
Q：火电如何回收固定投资成本？
A：火电发电次数有限，因此无法大量回收固定投资成本。为了回收成本，火电需要额外的容量电价收益。另外，需求量如调频等也将增加，需要有人提供灵活爬坡和转动惯量等服务，通过辅助服务市场将相关成本回收。这个过程可能需要10到20年甚至更长的时间。
Q：火电在未来电力系统中的角色如何发展？
A：在未来，电力系统将实现调峰和电能量的融合。电能量的高低价差将体现调峰的作用，火电将得到额外的收益。然而，火电的主要收益仍然是来自调峰而不是电能量。因此，火电在未来的角色主要是为新能源调节风力和提供辅助服务。这个变化不是短期内发生的，而是需要10到20年甚至更长时间的周期来完成。
Q：火电的平均电价是多少？
A：火电的平均电价大约是6毛5。在特殊情况下，如山东出现负电价时，火电可以通过参与调峰为新能源服务来获得更高的收益。因此，火电的电价不仅仅是电能量收益，还包括调峰的收益。