近日，国家发改委、能源局下发了《关于建立煤电容量电价机制的通知》（以下简称“通知”），简单的做些不成熟的分析和思考，分享如下：
一、煤电容量电价的本质
煤电容量电价的本质，是煤电资产固定成本对应的价格。
这里的固定成本，主要是指煤电机组的折旧成本，还包括其他的一些，比如固定的人工费、修理费、材料费、管理费等。
这是火电厂的财务结构决定的：
二、固定成本的比重
在通知中提到，容量电价水平为每年每千瓦330元，大致占煤电固定成本比例的30%，部分地方可以到50%。
这里带来两个比例，一是固定成本占总成本的比例，二是目前煤电容量电价对应的固定成本比例。
第一个比例，我们以某燃煤电厂为例：
年度总发电成本4.65亿元，固定成本3亿元，也就是固定成本占比约65%。
第二个比例，如果以30%固定成本回收比例计算，则该电厂可通过容量电价回收0.9亿元。
综合上述，容量电价可覆盖该电厂总体年度成本20%左右。
所以说多也不多，我认为大致就是：
给了个低保待遇。
三、市场化的路径
如果按照经济学原理：
固定成本，对应固定价格
变动成本，对应变动价格
边际变动成本，对应边际出清价格
如果火电全部固定成本都通过容量电价机制回收，则至少60%的上网电费是容量电费（对应固定成本），剩下40%的则是电量电费（对应变动成本）。
再加上电网60%的固定成本（大致比例）也通过固定电价（电网容量电价）回收，那电量市场规模将较大减少，且电力用户的固定电费成本将大大提高。
目前电力消费端还无法承受这种价格结构。
所以通知中明确表达“电量电价通过市场化方式形成”，
“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”。
甚至都没有提到“容量市场”的问题，先玩好电量市场再说。
所以煤电容量电价，目前是以政策性因素为主导。
四、谁支付？
电网的固定成本，传递到下游电力用户（和增量配电网），是“一对多”的关系，每个用户的报装容量是清晰的，所以可以按照容量OR需量价格去回收。
煤电的固定成本，并不直接传递到下游用户，而是为整个电力系统提供容量，所以是“多对一”的关系。
所以煤电的容量电价以及对应的电费支付方，是电网企业，并且通过系统运行费向用户收取。
大致的电费流向如图（本图包含内容不太完整，仅供大致参考）
五、谁理清？
由于火电容量电费存在上下左右的各种衔接关系，比如政策性容量电价和市场化容量电价（容量市场）的关系，火电容量电费与电量市场价格水平的关系，火电企业电量电价与容量电价的合理比例关系，容量电价基础与辅助服务市场的价格机制衔接等等。
最核心的问题是，目前通过“系统运行费”，向电力用户进行收取，向火电企业支付，但是这里不是明确的“一对一”的关系，电力用户并不向特定火电企业支付容量电费。
根据第三周期输配电价监管办法，系统运行费包括：辅助服务费用、抽水蓄能容量电费、气电容量电费等，现在还包括煤电容量电费。
与输配电价的成本价格监管不同，目前对系统运行费，以及对应的电力系统整体运行成本，还没有相应的监管和厘清的公开规则，甚至随着电力市场的规则变化，系统运行成本还在发生较大的变动。
如果煤电企业全部成本回收中，有20%甚至更多的收入来自煤电容量电费，也意味着电力用户支付的电费中有相当比例的成本与之相关，所以系统运行费用的清晰化、公开化与监管问题，
也是未来电力监管的重要内容之一。
六、与电量市场和电网企业的关系？
如果作为电量市场主要卖方的煤电企业，其发电成本中至少20%对应的收入，由煤电容量电费获得，那么意味着电量市场中交易的产品构成发生了较大的变化，是否市场规模至少要减少20%。
这不是一种实际的电价下降，只不过是价格结构和支付路径发生了变化，用户支付的电费到底是多还是少，目前只能等待结果去检验。
电力市场的电度电价，理论上应该有所下降。
另一方面，本来通过“放开两头”电量交易价格去支付的煤电固定成本，现在又回到“管住中间”环节，通过“系统运行费”支付了，
某种程度又意味着电网企业的主动权增加了。
改革或许就是这么多层次的结构变化与动态博弈。
