煤电容量电价出台的动因、效应及影响

　　2023年11月10日，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》(简称《通知》)，决定自2024年1月1日起建立煤电容量电价机制。本文聚焦容量机制，为煤电容量电价政策出台提供一种基于市场长期均衡视角的理解方式，和理解容量电价政策的完整框架。容量电价出台的背后具有能源转型的深刻动因，其政策实施要发挥出相应效果也存在诸多需要重点关注的问题。

　　在市场长期均衡理念下把握容量机制

　　在极端的理想状态下，也就是不考虑电力的所有技术特性，要使电力供求均可以灵活调整，很重要的一点是市场信息完备且对称，市场进出自由无壁垒。那么纯电能量市场下的峰谷定价逻辑就可以解释竞争如何使电力市场实现长期均衡。

　　当容量稀缺时，电价会上升到极高水平(这无关电力技术特征，只要稀缺就会上升)，这时就产生了峰谷定价中的峰段价格;这个峰段价格即峰时的边际成本，会远高于实际消耗的可变成本。那么高出的这一部分，就构成了发电商的短期经济利润。由于我们假定市场进出自由无壁垒，从而排除了市场势力的可能，就可以把这部分理解为纯粹的短期经济利润。对在位厂商而言，这部分短期经济利润就构成了回收投资成本的来源。当然，在峰段价格持续期内的短期利润并不一定正好等于所需回收的投资成本，厂商有可能会过度回收，从而形成超额利润。但市场的特点就在于，超额利润也并不必然会长久地留在口袋中。由于信息完备且对称，市场外投资者会看到超额利润发送的经济信号，从而选择进入电力市场，因此，电力市场容量会进入一个扩张阶段。容量扩张的结果是峰段高价的持续期会不断缩短，直至消失，但这个过程不一定正好就停留在峰段价格回归到可变成本水平时结束，而是会持续进行。这样一来，电价会进入一个持续维持谷段水平的阶段。在这个阶段，发电商没有任何机会回收超过可变成本之外的任何投资成本。同时，不同发电商的承压能力不同，有的因为家底厚实从而可以坚持较长时间，有的则因为外部融资压力的约束而不得不退出，这时，电力市场容量就进入一个收缩阶段。所谓“丢钱(Missing Money)”问题便出现于这一过程。容量收缩的结果是谷段低价的持续期会开始缩短，从而出现峰段价格，但这时因峰段价格出现而提供的成本回收机会仍不足以满足部分厂商的全部投资成本回收需求，所以退出仍会继续。这个过程会一直进行到足够长的峰谷持续期出现，从而使市场进入下一个循环，这种循环周而复始，便构成了电力市场长期均衡。

　　这其实便是电力市场作为“市场”最底层也最抽象的“优胜劣汰”逻辑。这种逻辑下的理想结果是，发电效率最高的厂商发电，用电效用最高的用户用电，资源配置最优。然而，这一理想逻辑，仅指明了市场力量的方向和潜力，并不能等同于现实的市场运行。当把市场与电力真正结合起来时，电力市场设计的作用便凸显出来。这时，电力之所以被称为电力的技术特性便成为我们在现实中使用市场竞争的前提。

　　电力的技术特性，使得引入电力市场竞争首先必须考虑“安全”的问题，因此，市场设计的起点实际上是 “可靠性”，现实的电力市场必然首先是能够满足某种“可靠性”标准的市场。

　　可靠性标准从何而来?理论上，这是由用户侧最高的边际支付意愿与发电侧所能承受的最高边际成本共同决定的，但现实中，我们根本无法从市场中发现。因为一方面，最高的边际支付意愿恰恰发生于断电之时，这时是没有市场的。另一方面，一个正在洽谈10亿元合同的用户，他的支付意愿究竟多高呢?恐怕无法想象。但如果真让这一个体边际支付意愿表现为市场价格，政府承担的社会压力则无法想象。因此，现实的可靠性标准只能考虑社会的平均可接受程度，并由工程师确定契合这一社会接受程度的技术标准。相应地，这一来自于非市场环境的关键变量会以政府规制政策的形式成为市场设计的前提。

　　在确定了市场设计的起点之后，我们可以继续思考，一个近乎理想的市场能否实现。前面的分析实际上已经限定了峰段价格可能达到的理论最高水平，但一个非理论最高，同时又足够高的峰段价格能否带来有效的市场长期均衡呢?理论上，仍是可以的。这时只需要将边际VOLL(失负荷价值)值换成平均VOLL值，我们就可以复现长期均衡。但是，这个平均VOLL值仍非常非常高，并因为其太高而产生两方面问题：第一，刺激发电侧的市场势力。这个问题非常复杂，一方面，电力市场的市场势力问题不同于普通商品，因为电力技术特性，在容量稀缺时段，即便很小的机组也可能具有不逊于大机组的使用动机、使用机会、使用能力及使用影响;另一方面，因市场势力使用而造成的电价上升与真正容量稀缺造成的电价上升是无法从直观区分的，因此规制机构会面临很大的识别挑战。第二，引发政治和社会压力。电力已经成为现代社会最基本的必需品，用电需求的满足已被视为“理所应当”，即便在社会都接受用电需要付出合理成本的认知环境下，过高的电价水平、过频的电价波动，也都可能构成消费者对电力市场的抱怨和投诉，进而成为政府决策不得不考虑的因素。因此，一个近理想状态的市场对政府和社会而言，也可能是难以承受的。

　　那么政府在设计电力市场时需要考虑哪些手段呢?政府会通过对电价实施事前和事后的规制来使电力市场的整体运行保持在社会可承受的范围之内。最典型的政策包括在市场规则中抑制发电商事前使用市场势力的动机，事后对市场势力进行识别并施以相应的惩罚(当然，这并不容易)，对电力市场价格实施市场层面的限价等等。这种做法反映在电价上，会表现为峰段电价水平被人为压低，同时相应的持续期可能延长。

　　但即便如此，这种经过干预的电价模式的长周期特征也并非均匀分布，形象地说，就是高低电价很容易出现大小年特征。相应地，市场风险因素就要被引入。在大年，高电价持续期长，企业利润丰厚，能回收部分投资成本;但在小年，电价持续低迷，企业经营甚至面临困境。然而，企业的融资条件并不必然与电力市场供求波动保持一致，小年时，企业也要承担融资成本支出，支出与收入的差距可能使企业难以经营。在信息完备的条件下，企业会提前做出防范，而现实中的信息不可能完备，企业必须要承受市场波动的风险。不过，这种风险的影响可能使企业存续压根无法贯穿市场波动的完整周期，形象地说，等不到好日子就消失了。要知道，投资者一般都具有风险厌恶的偏好，因此，市场波动会因不确定性而更加剧烈!这构成了一种电力市场内生的系统性风险。此外，市场主体的进出也往往并非完全自由无壁垒，电厂的规划建设也需要一定周期，因此，市场不合理波动的平抑便不可能迅速完成，相应地，系统运行的安全风险会提高，可靠性受到威胁。

　　从政府视角来看，要正确发挥电价引导投资的经济信号作用，实现良性的市场均衡，就必须关注长周期内无法完全由企业承受的系统性风险，即，让应该看到市场价格信号的在位主体和非在位主体都有机会看到完整的长周期价格信号。很明显，这种长周期信号无法由单一电价(即纯电能量电价)提供，除非具备良好的先天条件及与之相适应的规制政策，比如美国得州电力市场(以传统能源为主的燃料结构、天然气发电占比高的电源结构以及现货市场的极高限价)。但大多数市场恐怕都难以具备这么好的先天条件。于是，各国电力市场普遍都会提供容量规制政策，即某种容量机制。现实中的容量机制选择很多，在此只介绍一个直观的理解方式，即由于单一能量电价会导致市场过度剧烈波动，因而需要将单一电价从结构角度进行某种拆分，拆分依据是机组在系统运行中按其实际功能所做出的贡献。这种贡献的经济学含义在于削减系统性风险，削减的表现是，总电价既不会畸高也不会畸低，类似于一种针对价格变化曲线的“削峰填谷”。但需要注意，这绝不是在替代市场，而是通过抑制市场内生的系统性风险而使市场更稳健地运行——落脚点还是更好地依靠市场和依靠更好的市场。

　　容量电价的概念及分类

　　本文仅关注规制容量电价(Capacity Payments)机制。规制容量电价是由规制机构按某种定价方式，根据装机容量或可用容量直接向发电商支付的一种电价，与发电商提供的实际发电量无关。相比于电能量价格，容量电价为发电商提供了一种平稳收入。

　　如何细致地把握容量电价分类?

　　容量电价可以区分为固定容量电价和动态容量电价。固定容量电价是指只设定单一的电价水平标准;动态容量电价则指电价水平会根据相关因素变化而变化，可以将其理解为设定一个容量电价函数，比如可根据备用冗余水平(类似于容量市场中的倾斜需求曲线)，也可能根据系统运行时的短期损失负荷概率。这种区分取决于规制机构如何看待电力系统和市场面临的相对突出的问题，比如整体容量不足、投资效率不高和系统安全风险等。

　　容量电价也可以区分为统一容量电价和分类容量电价。统一容量电价指各类型机组都会获得相同的容量电价，分类容量电价则指根据相关类型，如电源技术、铭牌容量、系统位置等执行不同的容量电价。这种区分取决于规制机构如何看待不同类型机组的相对重要性及其生存经济性。

　　容量电价还可区分为无条件容量电价和条件容量电价。这个“条件”仅指是否出力。无条件容量电价即影响电费多少的因素主要是规制部门或系统运营机构认定的可用容量水平，不依赖于机组是否受到调度。条件容量电价则指能否获得容量电价，要以机组是否得到实时调度为前提。这种区分取决于规制机构如何把握电力系统有效容量的可用性。

　　容量电价区分为仅针对在位发电商还是新发电商，或一视同仁。如果只为在位发电商提供容量电价，那么可能会抑制新增容量投资;如果只为新发电商提供容量电价，那么在位企业的压力会更大。这取决于规制机构如何看待在位与新进发电商的相对重要性，不过总体而言，一视同仁会更有利于避免容量电价给两类发电商带来的不合理的竞争优势。

　　容量电价要考虑政策持续期，从而还可以区分为阶段性和长期性容量电价。如果容量电价政策持续期低于机组的平均经济寿命，那么容量电价水平可能就需要超过此类机组的年化容量成本。如果政策持续期较长，那么容量电价水平及相应的成本回收比例则有可能表现出较低水平。当然，这种区分的现实影响还取决于改革进程中如何用新容量机制来取代容量电价。

　　如何制定形成容量电价?

　　其实，从国际经验来看，各个实施容量电价的电力市场都采用了多种具体方法来确定容量电价水平。操作层面的差异受各国电力系统特征的影响明显，因此具体方法的借鉴意义不大。基本的原则是尽量合理地确定容量成本。之所以称之为“尽量”，原因在于政府规制定价的特征决定了其水平设定很难与真实的市场供求决定的价格完全一致。

　　同时，无论具体操作方法如何，原理上存在两种等价方法。理论上，由于新增容量的边际成本等于未满足负荷的边际支付意愿，即损失负荷价值(VOLL)。因此，计算容量电价的两种方法就是，以供给侧的调峰机组(国外一般是燃气机组、国内则主要是燃煤机组)的成本为基础计算，和以需求侧的未满足负荷的预期价值(VOLL与失负荷概率的乘积)为基础计算。这其实也是其他类型容量机制的共同理论基础。现实中，绝大多数容量电价政策都采用了供给侧方法，因为其简便易行。当然，也并非没有需求侧方法的尝试，英国电力库时期的动态容量电价就采用这种方法，只不过由于电力库下严重的市场势力问题，容量电价因NETA(双边交易为主的市场模式)的实施而消失。

　　总体而言，单纯容量电价水平的确定在技术上并非很复杂的问题，只要规制部门具备规范的成本监审，核算典型的准许回收的容量成本并不难。通常而言，针对现实的政策选择考量相对更多，主要是如何依据上述容量电价的分类而选择电价类型、享受主体和实施策略。

　　如何在用户侧传导容量电费?

　　容量成本作为电力成本的重要组成部分，由用户分摊是一个自然的逻辑，否则，使用容量电价的初衷和其实际效果就会产生矛盾。实际上，中国电改9号文以电能量交易为主的市场建设路径下，由于电源结构快速变化，使容量成本回收被积压，仅在发电侧内部分摊压力巨大，已经威胁到市场稳定和系统安全。成本向用户侧疏导程度已经严重滞后于市场建设和系统发展要求。

　　理论上，针对分摊问题确实存在不同理解逻辑的差异。一方面，容量的可用性服务于整个系统的供应安全，因此提供的是一种公共品服务，社会化分摊方式类似于一种基于公共品属性而实施的准税收，容量成本由所有电力用户进行社会化分摊是有道理的。另一方面，系统特性和市场效率则要求给系统造成供应压力和具有更高支付意愿的用户理应多承担成本，否则便存在用户间的搭便车和不合理交叉补贴。不过两种理解逻辑对应的现实政策实施难度不同，无疑前者对应的政策相对更加简便易行，而后者对应的政策则实施难度较大，因为这涉及到对用户可靠性偏好的识别。因此，比较常见的方式是对容量电费实行社会化分摊。

　　同时，还有三个现实因素影响到向用户侧传导的方式：一是既有市场体系和市场设计。在售电公司和配电企业承担容量充足性责任的市场中，容量成本传导实际上交由这类企业的自主定价政策去完成;而在没有此类机制的市场中，传导对象便会成为决策部门必须考虑的问题，这就涉及到第二个因素，即电力市场中的历史问题及现实考虑。如果存在棘手的历史问题，特别是针对居民用户的调整存在较为刚性的约束时，容量成本分摊的用户类型可能就会先验地有倾向性选择。三是市场边界的影响。这有两方面考虑，首先，容量机制必须要考虑输电与电源间的关系，实际上，输电本身也是一种容量资源，对局部地区而言，利用容量电价维持存量容量和吸引增量容量，与扩充联网通道和容量，本身是存在交互影响关系的，这种关系可能因现实条件而表现出互补或替代，对此需要动态把握;其次，大规模市场下的地方利益协调会面临各方诉求的困扰，容量电价在地区之间拉平不好，不拉平也不好，结合系统的整体需要可能成为主导这一选择的主要因素。

　　中国煤电容量电价政策出台的底层逻辑

　　为什么要选择容量电价?

　　可能很多人会有疑问，在众多的容量机制中，我们为什么要选择规制容量电价?第一，理论上讲，不同容量机制在完美假设下具有等效性，但现实政策实施的效果往往取决于容量机制面临的适用环境及影响条件，这些因素在各国之间差异巨大，同时，环境及条件也会动态变化。第二，容量机制的作用要服务于整体市场建设和系统发展需要，因此其具体政策选择要考虑与整体市场设计的适应性。第三，容量电价政策本身的灵活性。正如前面的分类，尽管是政府规制政策，但容量电价具有一定程度的灵活性且易于实施。这里需要结合中国的煤电容量电价具体分析。

　　首先，容量电价具有纯政府规制特征。这一点看似与市场化方向不一致，但实际上却与市场发展高度契合。中国电力市场仍在探索阶段，容量电价的出台有利于稳步推进未来市场建设。中国电力市场建设过程面临诸多改革成本和风险，其中很重要的就是火电机组的搁浅成本以及改革政策的不确定性。纯规制特征有利于协调处理这两个问题，一方面有助于有针对性地帮助火电避免过多资产搁浅;另一方面有助于为发电商提供一定时期内的政策稳定预期。

　　其次，容量电价是对已经暴露问题的可行应对。截至目前的中国电力市场建设主要按纯电能量路径来推进，这种市场设计的长期有效性不但存在理论缺陷，而且尚未经历长时期检验。即便如此，伴随电源结构的快速变化，很多事关系统安全的问题已经暴露出来。

　　再次，容量电价适应目前现货市场设计中的普遍特点。目前各现货试点中的价格上限仍相对较低，即便不考虑可再生能源发电带来的影响，理论上，相对于高限价情形也仍会给煤电机组造成巨大压力，容量电价有利于帮助发电商降低投资成本，应对企业经营风险，减少“丢钱”问题出现的可能。在可再生能源发电快速增长的背景下，容量电价的作用会更加突出。

　　第四，容量电价政策在所有容量机制中，是对市场设计要求最低的一种政策选项。这一点无疑也是我们考虑容量电价政策的重要因素。

　　《通知》引入了什么样的容量电价?

　　一是一种固定容量电价机制。一方面，煤电容量电价依据全国统一的典型成本值测算。主要原因在于煤电生存经济性及其系统功能的转变是一个全局性问题，虽然各地表现程度有所差异，但问题本质相似。另一方面，考虑到地方差异和政策的适应过程，各地实际的阶段性电价根据《通知》指导的成本回收比例而有所不同。

　　二是一种分类容量电价。我国之前已经针对抽蓄和燃气机组制定了相应容量电价，煤电容量电价的出台，进一步完善了容量电价体系，且它们的征收方式相同。目前的三类电源均是具备较好调节能力的电源，体现了当前容量电价政策体系的重点政策目标。

　　三是一种无条件容量电价。煤电机组按规制机构和系统运营机构确定和执行的可用性认定标准，根据申报的可用有效容量获得容量电费，这样会使容量电价针对成本补偿和投资激励的信号更加明确，从而避免了容量电价过度扭曲电量市场竞争的风险，这在其他国际电力市场中是有经验教训可借鉴的。

　　四是一种无歧视容量电价。煤电容量电价覆盖存量机组和新建机组，既有利于稳定存量机组的保障能力，也有利于增强新增容量投资激励，避免两类投资相互形成不合理竞争优势。当然，无歧视不代表无差别，具体的差别要考虑到机组服务范围、能耗环保标准、灵活调节能力等因素。

　　五是一种阶段性规制容量电价。一方面，容量电价是对以往电改政策未能从市场长期均衡和系统安全角度给予针对性改革政策和市场设计的一种补全，因此，容量电价是适应现阶段完美改革政策体系要求的，会在相当高的程度上发挥预期效果;另一方面，容量电价本身有其内在效果的权衡，同时，随着今后市场建设的整体进度，除容量电价自身的调整外，新机制的探索实际上也正式被提上日程，当然，未来的这种变化不代表容量电价取消，而是以一种新的方式去形成和传递容量价值的信号。

　　如何利用好容量电价的政策?

　　在笔者看来，煤电容量电价政策的出台，因其必要性共识、出于对确定预期和实施节奏的把握，其实施并不会面临太大困难。尽管如此，因其固有的政策作用方式，我们还必须全面准确地把握容量电价后续产生的可能影响。笔者在此主要谈三个方面。

　　第一，对煤电而言。从预期的积极作用来看，煤电容量电价无疑会极大缓解煤电企业的经营压力，稳定存量机组运营预期和增量投资预期，从而更好地支撑电源结构的继续调整，确保系统的安全稳定供应。可以说，使煤电更好地发挥在新型电力系统建设中的应有作用，无疑是这一新政的直接效果;但同时，必须要注意到，这一效果的出现也具备了一些“天然”条件——即我国的煤电机组在可再生能源快速增长的背景下，已经具备调节能力的机组却没有在相应价值上得到认可，甚至生存经济性受到威胁。

　　实际上，煤电容量电价的出台在于解决之前因设计缺陷而遗留的问题，旨在提供缺失的容量资源充足性保障，但是未来电力系统对调节能力的需求相对于充足性要求会更高。这个问题在《通知》中是以考核机制来解决的，即约束发电商必须确保有效容量的可用性。这种做法在一定时期内完全可行，原因在于，一是煤电机组数量庞大且苦于无容量电价久矣，因此有足够动力主动达标;二是政策本身已经提供了预期收益增长的确定性，不达标的机会成本损失巨大;三是煤电机组普遍具有较高调节能力，甚至几乎都具备调频能力，所以暂不需考虑正面激励政策。

　　这里就区分了系统资源的充足性需求和灵活性需求。当下，容量电价的积极作用很大程度上得益于容量电价能够改善煤电机组的生存经济性，从而协同保障资源的充足性和灵活性。但实际上，容量电价的最大作用是确保系统资源充足性，而针对灵活性的促进作用对当下容量电价而言是相对不足的。特别是涉及到灵活性容量资源的结构问题时，这就非常考验容量电价的分类结构;而对于一个电源结构仍在快速调整的电力系统而言，这种难度会更高，尽管不是不可行。同时，目前容量电价对充足性和灵活性的协同促进也是受益于之前对几乎所有煤电机组调节能力的强制性要求(尽管从市场化角度这并不合理)。

　　此外，我们还必须考虑主要依靠煤电调节和长期退煤目标间的关系。毕竟，容量电价对于煤电机组延寿和新增机组所发出的投资信号，与充分体现供求和风险的市场信号很难完全一致。我们需要一个与系统转型进程相适应的动态煤电结构，而容量电价则具有强化煤电投资的内在倾向性，因此，我们必须要提前把握对这种权衡的固有性及问题表现的时点。进一步来说，顺应煤电机组系统功能的转型需要，还必须要与能源转型和“双碳”的大目标紧密结合，未来中国电力系统需要有更好的容量机制来激励、吸引更高效、更低碳的多种调节资源，包括可再生能源发电本身所能提供的调节能力，毕竟当煤机更多充当调节资源时，机组层面的单位煤耗上升将很可能出现。把握好这些关系，其实就是要把握好竞争与规制、系统与市场间的关系。

　　第二，对市场而言。从竞争与规制的关系来看，在电量市场化交易比重不断提升的背景下，容量电价必然会影响到竞争主体的市场行为。特别是煤电已经全面市场化，我们必须考虑容量电价对市场竞争结果的可能影响，这非常重要。可以预期的是，电量竞争可能加剧，现货市场报价策略可能更加激进，很自然地，这会带来电量价格的下行，并在一定时期一定程度上利于降低用户的用电成本，但是，也可能导致电厂电量竞争的加剧而产生一些不利影响，比如峰荷机组电量可能更多替代基荷机组电量，从而影响到整体调节能力。当然，这种倾向性在一段时期内并不会特别明显地表现出来。此外，考虑到成本回收比例提高的政策预期，机组的跨期行为调整更加复杂，相关市场现象可能出现于回收比例提高的前夕，这一点要未雨绸缪。

　　当然，以上分析还是假定市场主体的行为调度还是适应性而非投机的。如果考虑到发电厂商使用市场势力的激励，那么问题会更加复杂。在笔者看来，厂商策略性地实施机组报价组合将很可能出现，甚至必然出现;此外，厂商间的默契共谋也绝非不可能，因为相比于单一电量收入，其优化目标已截然不同。而这除了会增加用户实际的容量电费负担外，也会增加政府进一步调整政策的权衡难度。因此，政策出台后，必须密切关注其对市场的综合影响，重点是，避免因过度竞争而造成容量保障效果的降低，避免因市场势力和共谋而扭曲市场竞争效果。

　　此外，根据前述分析，《通知》的出台本身是针对煤电给与的容量电价，而在全国统一电力市场体系建设下，容量机制的跨市场协调，无疑将成为一个重要内容。在煤电生存经济性是一个全局性问题时，协调困难并不突出，因为各方(包括电网)整体上都是受益者;但随着煤电经营压力的缓解，以及跨市场竞争的加剧，各地区在容量价格水平的选择，以及后续改革政策的选择上都会有不同的考量，需要更多考虑不同地区得益和网源协调问题。

　　第三，对用户而言。考虑到政策力度和实施节奏，短期内用户的电费负担不会受到明显影响。不过，容量电价的引入有可能缓解交叉补贴问题。如前分析，尽管理论上容量电费在用户侧的有效分摊应该考虑用户的实际负荷特性，但实际上，现实中的容量电价往往采取社会化分摊。虽然理论有效性被削弱，但在我国社会背景下，如果居民用户电价能够反映这部分成本，那么反而有利于在一定程度上解决交叉补贴。在笔者看来，容量电价的出台为缓解交叉补贴提供了一个契机，但能不能抓住这个契机则成为另一个问题，这取决于决策部门的认知和决心，至少现实形势是，居民电价确有调整的必要，电价政策间的协调需要加强。

　　总体而言，煤电容量电价政策是对原本一直缺失的电改顶层设计的一次极大补全，可以说《通知》出台标志着已经进行8年的新一轮电力市场化改革第一次真正具备了相对完整的基于市场长期均衡视角的政策体系。对当下而言，尽管容量电价本身固有的积极作用与消极作用会一直并存，但在相当长一段时期内，政策红利会明显高于负面影响。

　　本文刊载于《中国电力企业管理》2023年12期，作者系中国社科院财经战略研究院副研究员