如何完善煤电容量电价机制设计？

国家发改委、国家能源局发布的《关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号，以下简称“1501号文”）规定从2024年1月1日起煤电机组执行容量电价机制。由于1501号文没有明确煤电容量电价机制实施后电量电价水平的具体形成办法，各省普遍的做法是把容量电价折算成电量电价，然后在“基准价+上下浮动”机制形成的电价中扣除，作为市场交易中电量电价水平的形成办法。如果把“基准价+上下浮动”形成的电价水平作为平均成本定价结果，目前的做法相当于把煤电两部制电价又还原成了单一电量电价，煤电容量电价机制促进煤电机组转型发展的政策目标没有得到保证。

（来源：电联新媒 作者：叶泽）

出现这种现象与煤电容量电价机制设计不完整有关。1501号文虽然提出了新的煤电电价结构，却没有明确与电价结构相适应的电量电价水平的形成机制，具体来说，是该政策与2021年《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号，以下简称“1439号文”）中有关煤电机组执行“基准价+上下浮动”政策的关系没有理清。本文在指出煤电容量电价机制制度不足的基础上，以煤电机组执行两部制电价为原则，以1501号文为基础，提出煤电容量电价机制的完善建议。

煤电两部制电价及其功能分析

煤电容量电价机制在实际执行中出现偏差与1501号文对两部制定价原理把握不准确和不充分有关。

两部制电价原理及其分析

对于固定成本占比较大的商品定价，政府管制最优定价是采用两部制定价，固定成本通过与交易量无关的基本费用回收，交易价格按单位变动成本确定，全部变动成本按交易量回收。如图1所示，AC为平均成本曲线，MC为边际成本曲线，D为用电需求曲线。由于需求曲线D与平均成本曲线AC的交点为E，按平均成本定价的价格为P2，平均成本定价下用电量是I，总成本为面积OP2EI，其中，P1P2EG为固定成本，OP1GI为变动成本。需求曲线D与边际成本曲线MC的交点是H，按照边际成本定价的价格为P1，用电量是J，变动成本为面积P1HJO。无论按边际成本定价还是按平均成本定价，固定成本不变，即矩形P1P2EG面积与矩形P1BFH面积相等。

比较单一电量电价P2和两部制电价（容量电费为面积P1P2EG或P1BFH，电量电价为P1）的定价效率，两种定价中生产者仅弥补全部成本，即生产者剩余为零，但消费者剩余却有较大差异。单一电量电价下的消费者剩余是三角形AEP2，而两部制电价下的消费者剩余是三角形AHP1-矩形P1BFH=三角形AHP1-容量电费矩形P1P2EG=三角形EGH。这个结果说明，两部制电价比单一电量电价使用户净增加了三角形EGH面积的剩余。从图中可直观地看出，固定成本占比越大或边际成本越小，两部制电价与单一电量电价相比给消费者带来的净收益越大。相比于水电等其他电源，煤电固定成本占比相对较小，因此采用两部制电价的收益并不明确。

煤电两部制电价促进煤电功能转型的机理分析

两部制定价相比单一电量电价除能提高定价效率外，还有利于促进1501号文中提出的煤电功能转型。虽然1501号文在电力市场改革背景下强调建立煤电容量电价机制，但是根据文件提出“当前阶段，适应煤电功能加快转型需要，将现行煤电单一制电价调整为两部制电价，其中电量电价通过市场化方式形成，灵敏反映电力市场供需、燃料成本变化等情况；容量电价水平根据转型进度等实际情况合理确定并逐步调整，充分体现煤电对电力系统的支撑调节价值，确保煤电行业持续健康运行”的政策安排，考虑目前以1439号文提出的“基准价+上下浮动”的煤电市场化价格形成机制现状，1501号文真正要实施的其实是煤电两部制电价，而不是简单的煤电容量电价机制。如图1所示，横坐标上不同电量代表了煤电机组的不同利用小时，J点的利用小时大于I点的利用小时；同时直线FH和EG（EK+KG）分别代表容量电费矩形面积P1BFH和P1P2EG的折算电量电价，从图中可以直观地看出，FH长度小于EG（EK+KG），说明在煤电机组低利用小时下容量电费的折算电量电价大于高利用小时下容量电费的折算电量电价。对于两种情况下相同容量电费折算电量电价的高出部分为EK。如果政策规定容量电费不论煤电机组利用小时大小全部通过系统运行费由工商用户承担，就能保证煤电机组在低发电量或低利用小时下仍然能够获得全部固定成本和变动成本补偿，同时，煤电机组利用小时降低后腾出的利用空间为煤电机组更好地发挥支撑保障和灵活调节功能提供了条件。相反，如果EK由煤电机组承担，相当于煤电机组利用小时降低产生的损失EK全部由煤电机组承担，煤电机组在亏损经营情况下自然难以承担电力系统支撑保障和灵活调节功能。

煤电容量电价机制设计不足之处

在1501号文发布后，各省煤电机组电价政策实际同时执行1501号文和1439号文两个文件，1501号文件管电价结构，1439号文管电价水平，理论上并不冲突，但是，实际实施中却存在协调问题。1501号文作为后发文件，并没有明确与1439号文提出的电价水平形成机制之间的协调关系。

目前各省实施办法分析

在维持电价稳定的政策背景下，目前各省以两个政策高度协同的名义，把1501号文完全兼容在1439号文中执行。具体做法是把国家规定的容量电费折算成电量电价，然后在“基准价+上下浮动”形成电价水平中扣除，作为市场电量电价。这样，除电费结算上有所区别外，1501号文产生的实质影响是有限的。

煤电容量电价折算电量电价和市场交易电价计算方法。某省容量电价折算电量电价P折和市场交易电量电价P交可按以下公式分别计算。

（2-1）

（2-2）

其中P基表示燃煤基准价。根据上面的计算公式，某省煤电利用小时变化与容量电价折算电量电价和市场交易电量电价的关系如图2所示。2023年，该省煤电利用小时为4013小时，垂直红色虚线表示2024年该省煤电容量电价折算的电量电价。从图中可以看出，随着煤电利用小时降低，煤电容量电价折算电量电价提高；相反，如果煤电利用小时增加，则煤电容量电价折算电量电价降低。

假设2024年执行的煤电容量电价机制设计以2023年的数据为基础，并且满足煤电机组全部成本补偿和合理收益条件，则2024年以后煤电实际利用小时与2023年的煤电利用小时4013小时之间的容量电价折算电量电价的差值就是图1中的EK。

容量电价折算电量电价扣除办法及其分析。虽然各省没有在煤电容量电价机制实施办法中明确提出煤电容量电价折算电量电价并在市场电量中扣除的办法，但在年度电力市场交易方案中做出了具体规定，或者直接按1439号文做了相应的处理。如某省明确规定“燃煤发电上网电量通过市场交易形成中长期合同电量电价，各时段中长期合同电量电价与容量电价之和允许浮动范围为燃煤基准价×时段系数×（1±20%）”。如图1所示，如果把煤电容量电价折算成电量电价后在市场交易电量电价中扣除，相当于把两部制电价还原成了单一电量电价，使煤电利用小时降低给煤电机组产生的损失EK仍然由煤电机组承担，而不是通过容量电费由用户承担。

1501号文设计的不足之处

1501号文针对煤电机组利用小时数下降等问题提出，但是却没有设计解决煤电机组利用小时数下降的具体办法。文件精神核心是明确图1中煤电利用小时数降低产生的相对损失EK的承担主体，或者图2中实际煤电利用小时数与政策出台时的基准煤电利用小时4013小时差异时产生的容量电价折算电量电价承担主体。具体表现为是否在1439号文的“基准价+上下浮动”基础上形成基于煤电利用小时数变化涨价（适用于煤电利用小时数降低）还是降价（适用于煤电利用小时数提高）。结果导致各省在实施中把容量电价折算成电量电价后在1439号文的“基准价+上下浮动”机制形成的煤电市场化价格中扣除。煤电容量电价根据1501号文提出的政策目标本来应该与电量脱钩，实际执行中却又通过折算电量电价及其扣除的做法又与电量完全挂钩。结果是：1501号文虽然执行了，但是却对市场主体（煤电机组和用户）收益及其行为产生的影响很小。

煤电容量电价机制设计完善建议

两种思路及其选择

针对目前煤电容量电价机制设计中不明确煤电利用小时数降低或增加所引起的折算电量电价支付主体错位导致的煤电两部制电价失效问题，本文提出两种解决思路。第一，执行1501号文，同时明确可操作的市场电量电价水平形成机制，并废止1439号文。1501号文虽然指出“电量电价通过市场化方式形成，灵敏反映电力市场供需、燃料成本变化等情况”，但是，没有明确电价水平是怎么形成和控制的，实际执行中各省很难操作。个别省在容量电价机制实施方案中提出了基于燃料成本变化的电量电价水平形成办法，如规定“标煤到厂平均价1200元/吨时，中长期交易市场参考价为0.45元/千瓦时，标煤到厂平均价每变动50元/吨，中长期交易市场参考价对应变动1.5分/千瓦时”，就体现了这种思路。

第二，同时执行1501号文和1439号文，并明确1501号文出台后煤电利用小时数变化所产生的折算电量电价变化的承担主体。根据上面的分析，以2023年各省煤电机组利用小时数为基准，明确低于基准利用小时数所产生的煤电容量电价折算成电量电价由用户承担，而高于基准利用小时数所产生煤电容量电价折算成电量电价由用户分享，而不是目前的容量电价折算成电量电价全部在市场交易电量电价中扣除。

两种思路的目标都是建立真正的煤电两部制电价，避免目前通过折算电量电价把两部制电价还原成单一电量电价，使1501号文精神得到贯彻执行。第一种思路对现有煤电市场化形成机制格局改变较大，需要做更多细致的工作。从社会对个别省容量电价机制实施办法的异议看，容易引起一些误解。因此，不建议采用。第二种思路与目前政策框架体系相对吻合，容易操作执行。本文建议采用第二种思路完善煤电容量电价机制。

基于基准煤电利用小时数的煤电容量电价机制完善建议

本文以2023年各省煤电利用小时数作为基准利用小时数，根据实际煤电利用小时数与基准利用小时数的大小关系分三种情境提出煤电容量电价机制的完善建议。

情境1：实际煤电利用小时数等于基准利用小时数。此时各省按现行做法将煤电容量电价折算电量电价后在“基准价+上下浮动”形成的市场交易电量电价中扣除，不需要对现行煤电容量电价机制进行调整。

情境2：实际煤电利用小时数小于基准利用小时。这是今后煤电利用小时变化的主要趋势，也是1501号文瞄准解决的针对性问题。此时煤电容量电价折算电量电价大于基准煤电利用小时数下煤电容量电价的折算电量电价，与基准利用小时数相对应的容量电价折算电量电价在“基准价+上下浮动”形成的市场电量电价中扣除，但大于部分应该以涨价的形式明确由工商业用户分摊，而不能将实际利用小时数下的煤电容量电价直接在“基准价+上下浮动”形成的电量电价中扣除。

情景3：实际煤电利用小时数大于基准利用小时数。这种情况今后可能较少出现。此时煤电容量电价折算成电量电价小于基准煤电利用小时数下煤电容量电价的折算电量电价，与实际利用小时数相对应的容量电价折算电量电价在“基准价+上下浮动”形成的市场电量电价中扣除，同时，小于部分应该以降价的形式明确由工商业用户分享，即在“基准价+上下浮动”形成的市场电量电价增量中扣除，而不能将实际利用小时数下的煤电容量电价折算电量电价直接在“基准价+上下浮动”形成的电量电价中扣除。

算例分析

以H省为例进行算例分析。2023年H省煤电利用小时数即基准利用小时数为4013小时，容量电价根据1501号文为100元/年·千瓦。根据以上三种情境对实际利用小时数与基准利用小时数差异引起的容量电价调整进行计算，计算过程和结果如表所示。

操作建议

在1501号文的基础上增加以下内容：第一，公布各省煤电基准利用小时数。将2023年各省煤电实际利用小时数作为煤电容量电价机制政策执行的基准利用小时数予以公布。第二，实际煤电利用小时数相对基准利用小时数变化产生的容量电价调整按以上第二种思路和表的模拟计算方法分三种情景执行。第三，考虑到实际煤电利用小时数年度统计时间，相应的容量电价机制调整采用事后追溯调整办法。各省在上年度煤电利用小时数统计结果出来后在次月煤电容量电价电费结算时一并调整，当月容量电费不够调整需要时在以下月度执行，直到调整完毕。