2025年电力系统行业标准分析：新型电力系统下的火电容量成本回收机制

  随着新能源在电力系统中占比的快速提高，火电在电力系统中的角色正发生深刻变化。为保障电力系统的稳定运行和低碳转型，火电容量成本回收机制的研究显得尤为重要。2025年，相关研究和政策的推进，为新型电力系统的发展提供了重要参考。

  一、电力系统中火电成本回收的必要性

  《2025-2030年中国电力系统行业重点企业发展分析及投资前景可行性评估报告》在新型电力系统中，火电的定位逐渐从主体电源向基础保障性和系统调节性电源转变。随着新能源装机占比的逐步提升，煤电和气电等常规化石能源的发电小时数逐步下降。以G省为例，预计到2060年，煤电装机占比将由29%下降至11%，气电装机占比由20%下降至11%，新能源装机占比由19%上升至41%。这种变化使得火电的固定成本回收面临挑战，单一电能量电价机制已无法满足火电机组的可持续运营需求，亟需引入容量电价机制以保障火电的经济性和电力系统的可靠性。

  二、电力系统中火电容量成本回收机制的现状

  电力系统行业标准分析提到目前，国外电力市场主要通过稀缺电价、容量电价、容量市场等机制来解决容量充裕度问题。其中，稀缺电价机制允许系统备用容量不足时现货市场价格飙升，但与我国“稳电价”要求不符;容量电价机制基于行政定价形成补偿标准，便于对机组固定成本进行补偿;容量市场机制在容量资源配置中引入市场竞争，有利于实现增量容量资源的优化配置。我国已初步建立煤电容量电价机制，规定适用范围为合规在运的公用煤电机组，固定成本为330元/(kW·年)，2024—2025年各省通过容量电价回收固定成本的比例为30%~50%。广东、上海、江苏、浙江、河南等省市均针对气电实施两部制电价政策，且在电能量交易电价方面均采用气-电价格联动机制。

  三、电力系统中火电容量成本回收机制的分析

  以8%的内部收益率作为衡量指标，分析不同投产时期、不同类型火电机组的经济性。在燃料价格、发电小时数等因素的影响下，煤电和气电的期望电能量电价和总电价存在差异。例如，当标煤价格为1200元/t时，“十五五”投产的百万千瓦煤电机组和六十万千瓦煤电机组的期望电能量电价分别为0.555元/kWh、0.570元/kWh，现行上浮20%的限价将不足以支撑煤电机组的运营，需引入容量价格机制。而“十二五”投产的三十万千瓦煤电机组，折旧和还本付息期已过半，且经营期平均发电小时数较高，期望电能量电价相对较低。对于气电，当天然气价格为3.5元/m³时，气电容量电价比例需达到50%以上，当前电能量交易价格上限可支撑大部分气电机组生存。但受单位投资及气耗影响，即使容量电价比例达到100%，“十二五”投产的气电仍无法实现8%的内部收益率目标。

  四、电力系统中火电容量成本回收机制的建议

  为更好地适应新型电力系统的发展，提出以下建议：秉持分类监管、分类核算、分类补贴的原则，尽快设计差异化的容量电价，对于折旧期满的煤电机组，仅需补偿其固定运行成本部分;科学评估未来电力供需形势，合理制定火电发展规模和进度，避免因装机冗余而导致的用户用电成本增加;从火电容量电价机制起步，逐步过渡到省级容量市场，最终实现更大范围的容量资源配置。第一阶段，考虑将高可靠性的火电、气电、核电和水电机组等按地区实际情况纳入容量市场，充分进行市场交易，积累市场经验。第二阶段(市场较为成熟之后)，适时准许新能源、储能、需求响应等资源参与容量市场。

  五、总结

  2025年，新型电力系统的发展对火电容量成本回收机制提出了新的要求。通过分析国外典型容量成本回收机制及国内电力市场发展阶段，提出了适配电力系统建设进程的火电容量成本回收机制。研究表明，单一电能量电价机制下火电不具有经济性，引入容量电价有利于火电固定成本回收，降低电能量市场出清价格。同时，容量电价机制可操作性强，可实现对机组固定成本的有效补偿，保障其可持续运营能力，可较好地适应我国国情及G省当前的电力市场建设进程。

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