2025年電力系統行業標準分析：新型電力系統下的火電容量成本回收機制

  隨著新能源在電力系統中占比的快速提高，火電在電力系統中的角色正發生深刻變化。為保障電力系統的穩定運行和低碳轉型，火電容量成本回收機制的研究顯得尤為重要。2025年，相關研究和政策的推進，為新型電力系統的發展提供了重要參考。

  一、電力系統中火電成本回收的必要性

  《2025-2030年中國電力系統行業重點企業發展分析及投資前景可行性評估報告》在新型電力系統中，火電的定位逐漸從主體電源向基礎保障性和系統調節性電源轉變。隨著新能源裝機占比的逐步提升，煤電和氣電等常規化石能源的發電小時數逐步下降。以G省為例，預計到2060年，煤電裝機占比將由29%下降至11%，氣電裝機占比由20%下降至11%，新能源裝機占比由19%上升至41%。這種變化使得火電的固定成本回收面臨挑戰，單一電能量電價機制已無法滿足火電機組的可持續運營需求，亟需引入容量電價機制以保障火電的經濟性和電力系統的可靠性。

  二、電力系統中火電容量成本回收機制的現狀

  電力系統行業標準分析提到目前，國外電力市場主要通過稀缺電價、容量電價、容量市場等機制來解決容量充裕度問題。其中，稀缺電價機制允許系統備用容量不足時現貨市場價格飆升，但與我國「穩電價」要求不符;容量電價機制基於行政定價形成補償標準，便於對機組固定成本進行補償;容量市場機制在容量資源配置中引入市場競爭，有利於實現增量容量資源的優化配置。我國已初步建立煤電容量電價機制，規定適用範圍為合規在運的公用煤電機組，固定成本為330元/(kW·年)，2024—2025年各省通過容量電價回收固定成本的比例為30%~50%。廣東、上海、江蘇、浙江、河南等省市均針對氣電實施兩部制電價政策，且在電能量交易電價方面均採用氣-電價格聯動機制。

  三、電力系統中火電容量成本回收機制的分析

  以8%的內部收益率作為衡量指標，分析不同投產時期、不同類型火電機組的經濟性。在燃料價格、發電小時數等因素的影響下，煤電和氣電的期望電能量電價和總電價存在差異。例如，當標煤價格為1200元/t時，「十五五」投產的百萬千瓦煤電機組和六十萬千瓦煤電機組的期望電能量電價分別為0.555元/kWh、0.570元/kWh，現行上浮20%的限價將不足以支撐煤電機組的運營，需引入容量價格機制。而「十二五」投產的三十萬千瓦煤電機組，折舊和還本付息期已過半，且經營期平均發電小時數較高，期望電能量電價相對較低。對於氣電，當天然氣價格為3.5元/m³時，氣電容量電價比例需達到50%以上，當前電能量交易價格上限可支撐大部分氣電機組生存。但受單位投資及氣耗影響，即使容量電價比例達到100%，「十二五」投產的氣電仍無法實現8%的內部收益率目標。

  四、電力系統中火電容量成本回收機制的建議

  為更好地適應新型電力系統的發展，提出以下建議：秉持分類監管、分類核算、分類補貼的原則，儘快設計差異化的容量電價，對於折舊期滿的煤電機組，僅需補償其固定運行成本部分;科學評估未來電力供需形勢，合理制定火電發展規模和進度，避免因裝機冗餘而導致的用戶用電成本增加;從火電容量電價機制起步，逐步過渡到省級容量市場，最終實現更大範圍的容量資源配置。第一階段，考慮將高可靠性的火電、氣電、核電和水電機組等按地區實際情況納入容量市場，充分進行市場交易，積累市場經驗。第二階段(市場較為成熟之後)，適時准許新能源、儲能、需求響應等資源參與容量市場。

  五、總結

  2025年，新型電力系統的發展對火電容量成本回收機制提出了新的要求。通過分析國外典型容量成本回收機制及國內電力市場發展階段，提出了適配電力系統建設進程的火電容量成本回收機制。研究表明，單一電能量電價機制下火電不具有經濟性，引入容量電價有利於火電固定成本回收，降低電能量市場出清價格。同時，容量電價機制可操作性強，可實現對機組固定成本的有效補償，保障其可持續運營能力，可較好地適應我國國情及G省當前的電力市場建設進程。

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