中國儲能網(wǎng)訊：國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布的《關于建立煤電容量電價機制的通知》（發(fā)改價格〔2023〕1501號，以下簡稱“1501號文”）規(guī)定從2024年1月1日起煤電機組執(zhí)行容量電價機制。由于1501號文沒有明確煤電容量電價機制實施后電量電價水平的具體形成辦法，各省普遍的做法是把容量電價折算成電量電價，然后在“基準價+上下浮動”機制形成的電價中扣除，作為市場交易中電量電價水平的形成辦法。如果把“基準價+上下浮動”形成的電價水平作為平均成本定價結果，目前的做法相當于把煤電兩部制電價又還原成了單一電量電價，煤電容量電價機制促進煤電機組轉型發(fā)展的政策目標沒有得到保證。
出現(xiàn)這種現(xiàn)象與煤電容量電價機制設計不完整有關。1501號文雖然提出了新的煤電電價結構，卻沒有明確與電價結構相適應的電量電價水平的形成機制，具體來說，是該政策與2021年《國家發(fā)展改革委關于進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》（發(fā)改價格〔2021〕1439號，以下簡稱“1439號文”）中有關煤電機組執(zhí)行“基準價+上下浮動”政策的關系沒有理清。本文在指出煤電容量電價機制制度不足的基礎上，以煤電機組執(zhí)行兩部制電價為原則，以1501號文為基礎，提出煤電容量電價機制的完善建議。
煤電兩部制電價及其功能分析
煤電容量電價機制在實際執(zhí)行中出現(xiàn)偏差與1501號文對兩部制定價原理把握不準確和不充分有關。
兩部制電價原理及其分析
對于固定成本占比較大的商品定價，政府管制最優(yōu)定價是采用兩部制定價，固定成本通過與交易量無關的基本費用回收，交易價格按單位變動成本確定，全部變動成本按交易量回收。如圖1所示，AC為平均成本曲線，MC為邊際成本曲線，D為用電需求曲線。由于需求曲線D與平均成本曲線AC的交點為E，按平均成本定價的價格為P2，平均成本定價下用電量是I，總成本為面積OP2EI，其中，P1P2EG為固定成本，OP1GI為變動成本。需求曲線D與邊際成本曲線MC的交點是H，按照邊際成本定價的價格為P1，用電量是J，變動成本為面積P1HJO。無論按邊際成本定價還是按平均成本定價，固定成本不變，即矩形P1P2EG面積與矩形P1BFH面積相等。
比較單一電量電價P2和兩部制電價（容量電費為面積P1P2EG或P1BFH，電量電價為P1）的定價效率，兩種定價中生產者僅彌補全部成本，即生產者剩余為零，但消費者剩余卻有較大差異。單一電量電價下的消費者剩余是三角形AEP2，而兩部制電價下的消費者剩余是三角形AHP1-矩形P1BFH=三角形AHP1-容量電費矩形P1P2EG=三角形EGH。這個結果說明，兩部制電價比單一電量電價使用戶凈增加了三角形EGH面積的剩余。從圖中可直觀地看出，固定成本占比越大或邊際成本越小，兩部制電價與單一電量電價相比給消費者帶來的凈收益越大。相比于水電等其他電源，煤電固定成本占比相對較小，因此采用兩部制電價的收益并不明確。
煤電兩部制電價促進煤電功能轉型的機理分析
兩部制定價相比單一電量電價除能提高定價效率外，還有利于促進1501號文中提出的煤電功能轉型。雖然1501號文在電力市場改革背景下強調建立煤電容量電價機制，但是根據(jù)文件提出“當前階段，適應煤電功能加快轉型需要，將現(xiàn)行煤電單一制電價調整為兩部制電價，其中電量電價通過市場化方式形成，靈敏反映電力市場供需、燃料成本變化等情況；容量電價水平根據(jù)轉型進度等實際情況合理確定并逐步調整，充分體現(xiàn)煤電對電力系統(tǒng)的支撐調節(jié)價值，確保煤電行業(yè)持續(xù)健康運行”的政策安排，考慮目前以1439號文提出的“基準價+上下浮動”的煤電市場化價格形成機制現(xiàn)狀，1501號文真正要實施的其實是煤電兩部制電價，而不是簡單的煤電容量電價機制。如圖1所示，橫坐標上不同電量代表了煤電機組的不同利用小時，J點的利用小時大于I點的利用小時；同時直線FH和EG（EK+KG）分別代表容量電費矩形面積P1BFH和P1P2EG的折算電量電價，從圖中可以直觀地看出，F(xiàn)H長度小于EG（EK+KG），說明在煤電機組低利用小時下容量電費的折算電量電價大于高利用小時下容量電費的折算電量電價。對于兩種情況下相同容量電費折算電量電價的高出部分為EK。如果政策規(guī)定容量電費不論煤電機組利用小時大小全部通過系統(tǒng)運行費由工商用戶承擔，就能保證煤電機組在低發(fā)電量或低利用小時下仍然能夠獲得全部固定成本和變動成本補償，同時，煤電機組利用小時降低后騰出的利用空間為煤電機組更好地發(fā)揮支撐保障和靈活調節(jié)功能提供了條件。相反，如果EK由煤電機組承擔，相當于煤電機組利用小時降低產生的損失EK全部由煤電機組承擔，煤電機組在虧損經營情況下自然難以承擔電力系統(tǒng)支撐保障和靈活調節(jié)功能。
煤電容量電價機制設計不足之處
在1501號文發(fā)布后，各省煤電機組電價政策實際同時執(zhí)行1501號文和1439號文兩個文件，1501號文件管電價結構，1439號文管電價水平，理論上并不沖突，但是，實際實施中卻存在協(xié)調問題。1501號文作為后發(fā)文件，并沒有明確與1439號文提出的電價水平形成機制之間的協(xié)調關系。
目前各省實施辦法分析
在維持電價穩(wěn)定的政策背景下，目前各省以兩個政策高度協(xié)同的名義，把1501號文完全兼容在1439號文中執(zhí)行。具體做法是把國家規(guī)定的容量電費折算成電量電價，然后在“基準價+上下浮動”形成電價水平中扣除，作為市場電量電價。這樣，除電費結算上有所區(qū)別外，1501號文產生的實質影響是有限的。
煤電容量電價折算電量電價和市場交易電價計算方法。某省容量電價折算電量電價P折和市場交易電量電價P交可按以下公式分別計算。
其中P基表示燃煤基準價。根據(jù)上面的計算公式，某省煤電利用小時變化與容量電價折算電量電價和市場交易電量電價的關系如圖2所示。2023年，該省煤電利用小時為4013小時，垂直紅色虛線表示2024年該省煤電容量電價折算的電量電價。從圖中可以看出，隨著煤電利用小時降低，煤電容量電價折算電量電價提高；相反，如果煤電利用小時增加，則煤電容量電價折算電量電價降低。
假設2024年執(zhí)行的煤電容量電價機制設計以2023年的數(shù)據(jù)為基礎，并且滿足煤電機組全部成本補償和合理收益條件，則2024年以后煤電實際利用小時與2023年的煤電利用小時4013小時之間的容量電價折算電量電價的差值就是圖1中的EK。
容量電價折算電量電價扣除辦法及其分析。雖然各省沒有在煤電容量電價機制實施辦法中明確提出煤電容量電價折算電量電價并在市場電量中扣除的辦法，但在年度電力市場交易方案中做出了具體規(guī)定，或者直接按1439號文做了相應的處理。如某省明確規(guī)定“燃煤發(fā)電上網(wǎng)電量通過市場交易形成中長期合同電量電價，各時段中長期合同電量電價與容量電價之和允許浮動范圍為燃煤基準價×時段系數(shù)×（1±20%）”。如圖1所示，如果把煤電容量電價折算成電量電價后在市場交易電量電價中扣除，相當于把兩部制電價還原成了單一電量電價，使煤電利用小時降低給煤電機組產生的損失EK仍然由煤電機組承擔，而不是通過容量電費由用戶承擔。
1501號文設計的不足之處
1501號文針對煤電機組利用小時數(shù)下降等問題提出，但是卻沒有設計解決煤電機組利用小時數(shù)下降的具體辦法。文件精神核心是明確圖1中煤電利用小時數(shù)降低產生的相對損失EK的承擔主體，或者圖2中實際煤電利用小時數(shù)與政策出臺時的基準煤電利用小時4013小時差異時產生的容量電價折算電量電價承擔主體。具體表現(xiàn)為是否在1439號文的“基準價+上下浮動”基礎上形成基于煤電利用小時數(shù)變化漲價（適用于煤電利用小時數(shù)降低）還是降價（適用于煤電利用小時數(shù)提高）。結果導致各省在實施中把容量電價折算成電量電價后在1439號文的“基準價+上下浮動”機制形成的煤電市場化價格中扣除。煤電容量電價根據(jù)1501號文提出的政策目標本來應該與電量脫鉤，實際執(zhí)行中卻又通過折算電量電價及其扣除的做法又與電量完全掛鉤。結果是：1501號文雖然執(zhí)行了，但是卻對市場主體（煤電機組和用戶）收益及其行為產生的影響很小。
煤電容量電價機制設計完善建議
兩種思路及其選擇
針對目前煤電容量電價機制設計中不明確煤電利用小時數(shù)降低或增加所引起的折算電量電價支付主體錯位導致的煤電兩部制電價失效問題，本文提出兩種解決思路。第一，執(zhí)行1501號文，同時明確可操作的市場電量電價水平形成機制，并廢止1439號文。1501號文雖然指出“電量電價通過市場化方式形成，靈敏反映電力市場供需、燃料成本變化等情況”，但是，沒有明確電價水平是怎么形成和控制的，實際執(zhí)行中各省很難操作。個別省在容量電價機制實施方案中提出了基于燃料成本變化的電量電價水平形成辦法，如規(guī)定“標煤到廠平均價1200元/噸時，中長期交易市場參考價為0.45元/千瓦時，標煤到廠平均價每變動50元/噸，中長期交易市場參考價對應變動1.5分/千瓦時”，就體現(xiàn)了這種思路。
第二，同時執(zhí)行1501號文和1439號文，并明確1501號文出臺后煤電利用小時數(shù)變化所產生的折算電量電價變化的承擔主體。根據(jù)上面的分析，以2023年各省煤電機組利用小時數(shù)為基準，明確低于基準利用小時數(shù)所產生的煤電容量電價折算成電量電價由用戶承擔，而高于基準利用小時數(shù)所產生煤電容量電價折算成電量電價由用戶分享，而不是目前的容量電價折算成電量電價全部在市場交易電量電價中扣除。
兩種思路的目標都是建立真正的煤電兩部制電價，避免目前通過折算電量電價把兩部制電價還原成單一電量電價，使1501號文精神得到貫徹執(zhí)行。第一種思路對現(xiàn)有煤電市場化形成機制格局改變較大，需要做更多細致的工作。從社會對個別省容量電價機制實施辦法的異議看，容易引起一些誤解。因此，不建議采用。第二種思路與目前政策框架體系相對吻合，容易操作執(zhí)行。本文建議采用第二種思路完善煤電容量電價機制。
基于基準煤電利用小時數(shù)的煤電容量電價機制完善建議
本文以2023年各省煤電利用小時數(shù)作為基準利用小時數(shù)，根據(jù)實際煤電利用小時數(shù)與基準利用小時數(shù)的大小關系分三種情境提出煤電容量電價機制的完善建議。
情境1：實際煤電利用小時數(shù)等于基準利用小時數(shù)。此時各省按現(xiàn)行做法將煤電容量電價折算電量電價后在“基準價+上下浮動”形成的市場交易電量電價中扣除，不需要對現(xiàn)行煤電容量電價機制進行調整。
情境2：實際煤電利用小時數(shù)小于基準利用小時。這是今后煤電利用小時變化的主要趨勢，也是1501號文瞄準解決的針對性問題。此時煤電容量電價折算電量電價大于基準煤電利用小時數(shù)下煤電容量電價的折算電量電價，與基準利用小時數(shù)相對應的容量電價折算電量電價在“基準價+上下浮動”形成的市場電量電價中扣除，但大于部分應該以漲價的形式明確由工商業(yè)用戶分攤，而不能將實際利用小時數(shù)下的煤電容量電價直接在“基準價+上下浮動”形成的電量電價中扣除。
情景3：實際煤電利用小時數(shù)大于基準利用小時數(shù)。這種情況今后可能較少出現(xiàn)。此時煤電容量電價折算成電量電價小于基準煤電利用小時數(shù)下煤電容量電價的折算電量電價，與實際利用小時數(shù)相對應的容量電價折算電量電價在“基準價+上下浮動”形成的市場電量電價中扣除，同時，小于部分應該以降價的形式明確由工商業(yè)用戶分享，即在“基準價+上下浮動”形成的市場電量電價增量中扣除，而不能將實際利用小時數(shù)下的煤電容量電價折算電量電價直接在“基準價+上下浮動”形成的電量電價中扣除。
算例分析
以H省為例進行算例分析。2023年H省煤電利用小時數(shù)即基準利用小時數(shù)為4013小時，容量電價根據(jù)1501號文為100元/年·千瓦。根據(jù)以上三種情境對實際利用小時數(shù)與基準利用小時數(shù)差異引起的容量電價調整進行計算，計算過程和結果如表所示。
操作建議
在1501號文的基礎上增加以下內容：第一，公布各省煤電基準利用小時數(shù)。將2023年各省煤電實際利用小時數(shù)作為煤電容量電價機制政策執(zhí)行的基準利用小時數(shù)予以公布。第二，實際煤電利用小時數(shù)相對基準利用小時數(shù)變化產生的容量電價調整按以上第二種思路和表的模擬計算方法分三種情景執(zhí)行。第三，考慮到實際煤電利用小時數(shù)年度統(tǒng)計時間，相應的容量電價機制調整采用事后追溯調整辦法。各省在上年度煤電利用小時數(shù)統(tǒng)計結果出來后在次月煤電容量電價電費結算時一并調整，當月容量電費不夠調整需要時在以下月度執(zhí)行，直到調整完畢。
