经济日报记者 王轶辰网上配资网
煤电正在逐步适应角色转变。中国电力企业联合会近日发布的《中国电力行业年度发展报告2025》显示，2024年是煤电容量电价政策正式实施的第一年，全年全国煤电机组累计获得容量电费950亿元，折度电容量电价为2.07分/千瓦时，主要发电企业容量电费获取率接近90%。容量电价通过固定成本回收机制缓解了煤电企业因利用小时下降导致的经营压力，推动煤电机组向“兜底保供和系统调节”功能转型。
何谓煤电容量电价？煤电经营成本包括折旧费、人工费、修理费、财务费等固定成本和燃煤等变动成本两大部分。过去，我国对煤电实行单一制电价，即煤电只有发电才能回收成本。“双碳”目标下，为推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型，保障国家能源安全，2023年11月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》，决定自2024年1月1日起建立煤电容量电价机制，对煤电实行两部制电价政策。
这个两部制电价包括容量电价和电量电价，其中容量电价是为回收煤电机组固定成本而专门制定的电价。更通俗的解释，容量电价相当于“底薪”，即便煤电机组不工作也能获取稳定收入；电量电价则是“奖金提成”，根据发电量多少获取相应报酬。
中国电力企业联合会规划发展部副主任韩放表示，容量电价在推动煤电转型升级、稳定煤电收益预期、激励机组顶峰发电、促进新能源发展等方面发挥了重要作用。
在推动煤电企业功能定位转型方面，为长期全额获得容量电费，煤电企业积极推动现役机组灵活性改造应改尽改，主动适应系统兜底调节功能定位，进一步提升煤电机组调节性能，有效弥补风电、光伏等新能源的波动性、间歇性短板，为系统加大可再生能源消纳创造条件。
在稳定煤电企业收入预期方面，煤电容量电价机制为煤电企业提供了较为稳定的收入来源，有助于降低市场化交易波动对煤电企业收益的影响，缓解煤电企业经营压力。
在提高煤电机组顶峰能力方面，容量电价实施后，煤电企业自发加强与燃料采购、生产和营销等相关部门的协作，同时优化缩短机组检修工期，力促机组尽早并网运行。2024年迎峰度夏期间，煤电机组顶峰发电能力得到充分发挥，保障电力系统稳定运行和国家能源安全。
随着煤电转型工作深入推进，容量电价还有进一步优化的空间。韩放建议，要根据能源转型和电力市场建设情况加快落实成本回收比例。在能源转型不断加快和全国统一电力市场不断完善的背景下，建议对电力现货市场正式运行地区、连续结算试运行地区以及煤电利用小时数下降明显地区，进一步研究提高容量成本回收比例。
煤电转型过程中，推动老旧机组延寿改造，是盘活存量火电资产、实现资源集约化利用和经济性最优的另一大举措。
我国大容量机组投产时间晚，现役煤电机组运行年限相对较短。国内外火电机组部件为常规强度设计而非有限寿命设计，机组寿命按一般经验确定为30年，但国外煤电机组服役时间普遍超过这一年限。美国、日本等国家煤电机组服役时间普遍超过30年，欧洲有部分机组已服役60年。我国目前在运机组中，单机30万千瓦及以上的机组容量占比达80%，超临界和超超临界机组占比超过50%，但由于大容量机组投产时间较晚、投产相对集中，现役煤电机组平均服役时间仅为17年左右。
“十五五”期间，将有一批老旧机组寿命期满（指发电许可证到期），面临延寿改造。
“老旧机组运行中的问题主要集中在设备、能效、调节等方面。”中电联规划发展部主任张琳介绍，设备方面，受制于当年材料研发和装备制造水平，部分机组存在材质老化、绝缘水平下降、保护配置不完善等问题。能耗方面，老旧机组普遍为超高压、亚临界等级机组，能耗水平与当前超超临界机组差距较大。调节方面，老旧机组建设初期主要定位为基础电源，需进行灵活性改造以适应当前基础保障性和系统调节性电源并重的定位要求。
张琳建议，进一步完善相关政策网上配资网，推进老旧机组延寿改造。与新建机组相比，无论从发电成本还是社会经济成本的角度，老旧机组延寿运行都具有比较优势，是保障国家能源资源高效节约利用、推动能源电力转型发展的重要举措。为推进老旧机组延寿改造，建议完善市场机制，确保延寿改造具备合理的投资回收期，体现机组价值；制定并完善煤电机组延寿运行的改造、评估、监管等技术规范及标准体系，提供全面客观的评判依据。
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