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11月10日，国家发改委、国家能源局发布《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》改变了燃煤发电的发展方式，对煤电以及整个电力市场建设都具有里程碑意义，对新能源和储能也将产生深远的影响。
政策主要内容
《通知》将现行煤电单一制电价调整为两部制电价，电量电价反映电力市场供需，容量电价回收固定成本。煤电机组固定成本执行全国统一标准，为每年每千瓦330元，容量电价根据各地煤电转型情况确定固定成本比例，2024～2025年多数地方为30%，部分煤电功能转型较快的地方为50%。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%。煤电容量电费纳入系统运行费用中，由工商业用户按电量比例分摊。
对电力交易电价的影响
根据国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2023〕813号），要求“有序扩大现货市场建设范围”、“加快区域电力市场建设”，2024年底多数省份进入现货市场。本文分析现货市场下，煤电容量补偿电价对市场电价及相关主体的影响。
一、中长期市场价格下降
《通知》执行后，煤电容量电价以系统运行费用形式由工商业用户分摊，电量电价主要由中长期价格反映。在竞争充分的市场，火电因回收部分固定成本，在中长期市场的降价意愿将增加，在煤价不出现大幅上涨的情况下，中长期市场价格下降；在竞争不充分的市场，为保障用电价格整体平稳，在“场外因素”指导下，中长期市场价格也将下降。
二、现货市场价格下降
小机组发电意愿降低，地板价出现频次和持续时间增加。煤电容量电价按容量支付，因小机组整体发电小时数低，煤电容量电价折合到度电相对大机组更高。考虑小机组的高边际成本，和已获得的较高的度电容量电价，小机组在现货市场低电价时段的发电意愿进一步降低。直接影响是小火电将在光伏大发的低电价时段让出消纳空间，从而使新能源成为边际机组的时段增加，新能源基本报地板价，现货市场地板价出现的频率和持续时长也将随之增加。
大机组报价下移，现货平均价格下降。大机组边际成本低，在现货市场中具备天然优势。执行容量电价后，煤电在电能量市场中对固定成本的回收压力变小，大机组根据边际成本报价的动机增强，大机组的报价策略有可能更改为前几段报价下移，最后几段报价不变或下移，即平均报价下降，从而导致现货市场平段价格下降。
基于以上两点分析，执行容量电价后，现货市场谷段和平段价格将下降，峰段整体占比较小不影响大局，现货市场整体价格下行。
三、峰谷价差分化
批发侧：现货平均峰谷价差增大。基于上文对现货市场的分析，在现货价格上下限不变的情况下，因地板价出现的频次和时长增加，将导致现货市场谷段平均价格降低。因小机组在谷段倾向停机等原因，峰段火电开机容量减小、供需紧张，峰段价格上限出现的频次将增加，从而拉大了现货市场的平均峰谷价差。
零售侧：用户侧峰谷价差短期略降，长期回升。工商业用户用电价格由上网电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加组成。用户侧峰谷电价以上网电价为基准进行上浮和下调。因批发市场中长期电价和现货电价降低，用电价格中的上网电价也随之降低。在峰谷系数不变的情况下，峰谷价差随之降低。
预估这是短期现象，预计后期各省将调整零售侧峰谷系数，以恢复价差激励用户“削峰填谷”。但是整体而言，零售侧价差原则上不超过批发侧。
四、对新能源和储能收益的影响
集中式新能源电价下降、利好消纳。《通知》执行后，集中式新能源因中长期价格和现货价格下降，且无法获得容量电价，结算价格将明显降低。煤电的未来定位将转向"支撑性"电源，越来越多的煤电要转向新能源调峰、提供辅助性服务，其利用小时数势将持续走低，从而增加了新能源的消纳空间。新政执行利好新能源消纳。
分布式新能源面临毁约风险。现货的谷段时间拉长，谷段价格传导至用户侧，分布式光伏用户使用工商业电价若低于分布式光伏签约价格，用户会毁约弃用分布式光伏电量，导致分布式光伏场站收益下降。
独立储能收入趋势不明。现货峰谷价差增加有利于独立储能收入，但是独立储能充电需要承担系统运行费用，充电成本将上升，现货价差增量与系统运行费用孰高孰低，需根据各省供需情况和政策力度具体分析。
用户侧储能远景向好。虽然短期零售侧用户峰谷价差降低，但是批发侧的峰谷价差一定会以各种方式传导到零售侧。叠加分布式光伏的发展困境，长远看，煤电容量电价利好用户侧储能。
总结与建议
一、呼吁尽快出台“绿证+配额制”，体现新能源环境价值
《通知》执行后，预期新能源电价将显著下降，为实现“双碳”目标，建议尽快建立“绿证+配额制”，通过大范围、高比例消纳绿证的方式，实现新能源的绿色价值。
二、因地制宜完善容量电价机制，各主体平等参与市场
建议根据区域电网需求和电源结构，将容量电价机制扩大至各类市场主体，包括储能、核电、新能源、虚拟电厂等，可根据对电力系统的贡献、部分补偿固定成本，使容量电价更加聚焦保障系统容量充裕性，电量市场更加体现系统边际成本。
三、建议系统运行费用分时，拉大用户侧峰谷价差
建议建立系统运行费用分时机制，即系统运行费用按照峰平谷分时段收取，在用户侧电价总水平稳定的情况下进一步拉大峰谷价差，以价格信号引导用户削峰填谷、促进新能源消纳。
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