业内人士表示，伴随新能源装机的持续扩张，煤电机组容量利用率将不断下降，导致收益率下滑。容量电价机制明确之后，各类电源（包括煤电、风电、光伏、核电）就可以在全电量市场中公平竞争，基于市场的情况来决定电价，新一轮煤电行业价值重塑开启。
容量电价成本承担将明确
据了解，本次煤电容量电价机制仅适用于合规投运的统调煤电机组。对于不满足国家对于能耗、环保及灵活的调节能力等要求的煤电机组，不执行容量电价机制。
未来，煤电容量电价或将按照回收煤电机组一定比例固定成本的原则来确定。业内人士表示，容量成本补偿需要通过确定补偿容量、边际投资成本、预期收益等参数后，确定机组可获取的容量补偿费用。
记者从业内人士处了解到，目前全国煤电机组经营期间每年固定成本支出大约为每千瓦330元，若确定某地区的容量电价回收的固定成本比例为40%，其获得的容量成本补偿应为每千瓦132元。由于不同区域煤电转型水平高低有别，因此各地煤电容量电价水平也不一致。
值得一提的是，容量电价与电量电价并不相同。
天风证券公用事业分析师郭丽丽解释称，容量电价主要反映发电厂的固定成本，与发电厂类型、投资费用、还贷利率和折旧方式等密切相关；电量电价主要反映发电厂的变动成本，与燃料费用和材料费用等密切相关。
以山东省为例，其在2020年4月率先提出对参与电力现货市场的燃煤发电机组进行容量补偿，补偿价格依据发电机组固定成本核算，主要包括机组固定资产折旧及财务费用，容量补偿综合考虑投产年限及机组可用状态，按装机容量折算得到。
至于容量电价成本由谁承担，记者从多位业内人士处了解到，未来或以工商业用户为主。煤电机组可获得的容量电费或将根据当地煤电容量电价和机组额定装机容量确定，由电网企业按月支付。各地煤电容量电费纳入系统运行费用，每月或将由工商业用户按用电量比例分摊。
构建适合中国电力市场容量机制
业内一致认为，随着煤电角色的转变，单一电量市场仅能保障煤电机组边际运行成本的回收，不能体现煤电机组作为调节性电源的容量价值。为保障电力系统长期容量充裕性，提供有效的发电投资信号，采用合理的容量补偿机制将是未来的发展方向。
国内新能源装机规模不断提高，占比持续提升，但煤电机组的优势在于，其机电特性可为电力系统稳定和平衡贡献重要支撑，因此，保持合理容量的煤电机组对保障供电可靠性具有重要意义。
郭丽丽认为，伴随新能源装机的持续扩张，煤电机组容量利用率将不断下降，导致收益率下滑。如不妥善解决企业资本成本的回收问题，会对企业投资信心产生一定影响。因此，需要构建适合中国电力市场的容量机制。
目前，我国正在建立中长期市场、现货市场、辅助服务市场、容量电价和碳市场为主的五位一体综合性电力市场，为我国长期的新能源转型提供最基本的机制支持。
“传统电源的建设不可或缺。当下新能源逐渐成为电量主体，会降低传统电源（主要是煤电）的利用率和预期收益，进而降低传统电源投资意愿。因此，新型电力系统建设需要建立传统电源的容量成本回收机制。”申万宏源公用事业分析师查浩在接受记者采访时表示。
多家机构认为，煤电容量电价政策出台将利好电力运营商和煤电设备商等。“容量电价出台后将改善煤电机组收益结构，煤电运营商有望从周期属性逐步向公用事业属性切换，其估值有望提升。”查浩称。
