深度 | 冯永晟：煤电容量电价出台的动因、效应及影响

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基于一种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。

来源：电联新媒 作者：冯永晟

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，也就是不考虑电力之所以成为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。

电力耳熟能详的技术特性，如发用瞬时完成、供求必须实时平衡、用电缺乏价格弹性（缺乏调整意愿、缺乏调整能力），使得引入电力市场竞争首先必须考虑“安全”的问题，一个不安全的电力系统无法支撑电力商品交易。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，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，比如他甚至愿意付出足以购买一套发电设备的度电价格来避免一个小时不停电。但是真让这一个体边际支付意愿表现为市场价格，恐怕政府承担的社会压力无法想象。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，我们便可以继续看，一个近理想状态的市场能否实现。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，我们就可以复现上面的长期均衡。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，电厂的规划建设也均需要一定周期，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。这样一方面能避免不应提前退出的机组继续保留在市场中，同时抑制潜在进入者的投资延迟；另一方面，也能避免在位投资者过度获取超额利润，同时抑制潜在进入者的投资冲动。在投资者一般具有风险厌恶偏好的经济中，这种机制安排是非常必要的。

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，作者以往公开的研究中已有所介绍，不再赘述，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。

容量电价在国外成熟电力市场中的应用并不少见，比如西班牙、葡萄牙、意大利等欧洲国家，智利、秘鲁、哥伦比亚、阿根廷等南美原西、葡殖民地国家，还有亚洲的韩国等。此外，英国原电力库时期也采用了容量电价机制。

（一）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，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。

（二）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责的边际支付意愿，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。

（三）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，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。成本的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分摊，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施进行社会化分摊。