煤電容量電價出臺的動因、效應及影響

　　2023年11月10日，國家發展改革委、國家能源局聯合印發《關于建立煤電容量電價機制的通知》(簡稱《通知》)，決定自2024年1月1日起建立煤電容量電價機制。本文聚焦容量機制，為煤電容量電價政策出臺提供一種基于市場長期均衡視角的理解方式，和理解容量電價政策的完整框架。容量電價出臺的背后具有能源轉型的深刻動因，其政策實施要發揮出相應效果也存在諸多需要重點關注的問題。

　　在市場長期均衡理念下把握容量機制

　　在極端的理想狀態下，也就是不考慮電力的所有技術特性，要使電力供求均可以靈活調整，很重要的一點是市場信息完備且對稱，市場進出自由無壁壘。那么純電能量市場下的峰谷定價邏輯就可以解釋競爭如何使電力市場實現長期均衡。

　　當容量稀缺時，電價會上升到極高水平(這無關電力技術特征，只要稀缺就會上升)，這時就產生了峰谷定價中的峰段價格;這個峰段價格即峰時的邊際成本，會遠高于實際消耗的可變成本。那么高出的這一部分，就構成了發電商的短期經濟利潤。由于我們假定市場進出自由無壁壘，從而排除了市場勢力的可能，就可以把這部分理解為純粹的短期經濟利潤。對在位廠商而言，這部分短期經濟利潤就構成了回收投資成本的來源。當然，在峰段價格持續期內的短期利潤并不一定正好等于所需回收的投資成本，廠商有可能會過度回收，從而形成超額利潤。但市場的特點就在于，超額利潤也并不必然會長久地留在口袋中。由于信息完備且對稱，市場外投資者會看到超額利潤發送的經濟信號，從而選擇進入電力市場，因此，電力市場容量會進入一個擴張階段。容量擴張的結果是峰段高價的持續期會不斷縮短，直至消失，但這個過程不一定正好就停留在峰段價格回歸到可變成本水平時結束，而是會持續進行。這樣一來，電價會進入一個持續維持谷段水平的階段。在這個階段，發電商沒有任何機會回收超過可變成本之外的任何投資成本。同時，不同發電商的承壓能力不同，有的因為家底厚實從而可以堅持較長時間，有的則因為外部融資壓力的約束而不得不退出，這時，電力市場容量就進入一個收縮階段。所謂“丟錢(Missing Money)”問題便出現于這一過程。容量收縮的結果是谷段低價的持續期會開始縮短，從而出現峰段價格，但這時因峰段價格出現而提供的成本回收機會仍不足以滿足部分廠商的全部投資成本回收需求，所以退出仍會繼續。這個過程會一直進行到足夠長的峰谷持續期出現，從而使市場進入下一個循環，這種循環周而復始，便構成了電力市場長期均衡。

　　這其實便是電力市場作為“市場”最底層也最抽象的“優勝劣汰”邏輯。這種邏輯下的理想結果是，發電效率最高的廠商發電，用電效用最高的用戶用電，資源配置最優。然而，這一理想邏輯，僅指明了市場力量的方向和潛力，并不能等同于現實的市場運行。當把市場與電力真正結合起來時，電力市場設計的作用便凸顯出來。這時，電力之所以被稱為電力的技術特性便成為我們在現實中使用市場競爭的前提。

　　電力的技術特性，使得引入電力市場競爭首先必須考慮“安全”的問題，因此，市場設計的起點實際上是 “可靠性”，現實的電力市場必然首先是能夠滿足某種“可靠性”標準的市場。

　　可靠性標準從何而來?理論上，這是由用戶側最高的邊際支付意愿與發電側所能承受的最高邊際成本共同決定的，但現實中，我們根本無法從市場中發現。因為一方面，最高的邊際支付意愿恰恰發生于斷電之時，這時是沒有市場的。另一方面，一個正在洽談10億元合同的用戶，他的支付意愿究竟多高呢?恐怕無法想象。但如果真讓這一個體邊際支付意愿表現為市場價格，政府承擔的社會壓力則無法想象。因此，現實的可靠性標準只能考慮社會的平均可接受程度，并由工程師確定契合這一社會接受程度的技術標準。相應地，這一來自于非市場環境的關鍵變量會以政府規制政策的形式成為市場設計的前提。

　　在確定了市場設計的起點之后，我們可以繼續思考，一個近乎理想的市場能否實現。前面的分析實際上已經限定了峰段價格可能達到的理論最高水平，但一個非理論最高，同時又足夠高的峰段價格能否帶來有效的市場長期均衡呢?理論上，仍是可以的。這時只需要將邊際VOLL(失負荷價值)值換成平均VOLL值，我們就可以復現長期均衡。但是，這個平均VOLL值仍非常非常高，并因為其太高而產生兩方面問題：第一，刺激發電側的市場勢力。這個問題非常復雜，一方面，電力市場的市場勢力問題不同于普通商品，因為電力技術特性，在容量稀缺時段，即便很小的機組也可能具有不遜于大機組的使用動機、使用機會、使用能力及使用影響;另一方面，因市場勢力使用而造成的電價上升與真正容量稀缺造成的電價上升是無法從直觀區分的，因此規制機構會面臨很大的識別挑戰。第二，引發政治和社會壓力。電力已經成為現代社會最基本的必需品，用電需求的滿足已被視為“理所應當”，即便在社會都接受用電需要付出合理成本的認知環境下，過高的電價水平、過頻的電價波動，也都可能構成消費者對電力市場的抱怨和投訴，進而成為政府決策不得不考慮的因素。因此，一個近理想狀態的市場對政府和社會而言，也可能是難以承受的。

　　那么政府在設計電力市場時需要考慮哪些手段呢?政府會通過對電價實施事前和事后的規制來使電力市場的整體運行保持在社會可承受的范圍之內。最典型的政策包括在市場規則中抑制發電商事前使用市場勢力的動機，事后對市場勢力進行識別并施以相應的懲罰(當然，這并不容易)，對電力市場價格實施市場層面的限價等等。這種做法反映在電價上，會表現為峰段電價水平被人為壓低，同時相應的持續期可能延長。

　　但即便如此，這種經過干預的電價模式的長周期特征也并非均勻分布，形象地說，就是高低電價很容易出現大小年特征。相應地，市場風險因素就要被引入。在大年，高電價持續期長，企業利潤豐厚，能回收部分投資成本;但在小年，電價持續低迷，企業經營甚至面臨困境。然而，企業的融資條件并不必然與電力市場供求波動保持一致，小年時，企業也要承擔融資成本支出，支出與收入的差距可能使企業難以經營。在信息完備的條件下，企業會提前做出防范，而現實中的信息不可能完備，企業必須要承受市場波動的風險。不過，這種風險的影響可能使企業存續壓根無法貫穿市場波動的完整周期，形象地說，等不到好日子就消失了。要知道，投資者一般都具有風險厭惡的偏好，因此，市場波動會因不確定性而更加劇烈!這構成了一種電力市場內生的系統性風險。此外，市場主體的進出也往往并非完全自由無壁壘，電廠的規劃建設也需要一定周期，因此，市場不合理波動的平抑便不可能迅速完成，相應地，系統運行的安全風險會提高，可靠性受到威脅。

　　從政府視角來看，要正確發揮電價引導投資的經濟信號作用，實現良性的市場均衡，就必須關注長周期內無法完全由企業承受的系統性風險，即，讓應該看到市場價格信號的在位主體和非在位主體都有機會看到完整的長周期價格信號。很明顯，這種長周期信號無法由單一電價(即純電能量電價)提供，除非具備良好的先天條件及與之相適應的規制政策，比如美國得州電力市場(以傳統能源為主的燃料結構、天然氣發電占比高的電源結構以及現貨市場的極高限價)。但大多數市場恐怕都難以具備這么好的先天條件。于是，各國電力市場普遍都會提供容量規制政策，即某種容量機制?，F實中的容量機制選擇很多，在此只介紹一個直觀的理解方式，即由于單一能量電價會導致市場過度劇烈波動，因而需要將單一電價從結構角度進行某種拆分，拆分依據是機組在系統運行中按其實際功能所做出的貢獻。這種貢獻的經濟學含義在于削減系統性風險，削減的表現是，總電價既不會畸高也不會畸低，類似于一種針對價格變化曲線的“削峰填谷”。但需要注意，這絕不是在替代市場，而是通過抑制市場內生的系統性風險而使市場更穩健地運行——落腳點還是更好地依靠市場和依靠更好的市場。

　　容量電價的概念及分類

　　本文僅關注規制容量電價(Capacity Payments)機制。規制容量電價是由規制機構按某種定價方式，根據裝機容量或可用容量直接向發電商支付的一種電價，與發電商提供的實際發電量無關。相比于電能量價格，容量電價為發電商提供了一種平穩收入。

　　如何細致地把握容量電價分類?

　　容量電價可以區分為固定容量電價和動態容量電價。固定容量電價是指只設定單一的電價水平標準;動態容量電價則指電價水平會根據相關因素變化而變化，可以將其理解為設定一個容量電價函數，比如可根據備用冗余水平(類似于容量市場中的傾斜需求曲線)，也可能根據系統運行時的短期損失負荷概率。這種區分取決于規制機構如何看待電力系統和市場面臨的相對突出的問題，比如整體容量不足、投資效率不高和系統安全風險等。

　　容量電價也可以區分為統一容量電價和分類容量電價。統一容量電價指各類型機組都會獲得相同的容量電價，分類容量電價則指根據相關類型，如電源技術、銘牌容量、系統位置等執行不同的容量電價。這種區分取決于規制機構如何看待不同類型機組的相對重要性及其生存經濟性。

　　容量電價還可區分為無條件容量電價和條件容量電價。這個“條件”僅指是否出力。無條件容量電價即影響電費多少的因素主要是規制部門或系統運營機構認定的可用容量水平，不依賴于機組是否受到調度。條件容量電價則指能否獲得容量電價，要以機組是否得到實時調度為前提。這種區分取決于規制機構如何把握電力系統有效容量的可用性。

　　容量電價區分為僅針對在位發電商還是新發電商，或一視同仁。如果只為在位發電商提供容量電價，那么可能會抑制新增容量投資;如果只為新發電商提供容量電價，那么在位企業的壓力會更大。這取決于規制機構如何看待在位與新進發電商的相對重要性，不過總體而言，一視同仁會更有利于避免容量電價給兩類發電商帶來的不合理的競爭優勢。

　　容量電價要考慮政策持續期，從而還可以區分為階段性和長期性容量電價。如果容量電價政策持續期低于機組的平均經濟壽命，那么容量電價水平可能就需要超過此類機組的年化容量成本。如果政策持續期較長，那么容量電價水平及相應的成本回收比例則有可能表現出較低水平。當然，這種區分的現實影響還取決于改革進程中如何用新容量機制來取代容量電價。

　　如何制定形成容量電價?

　　其實，從國際經驗來看，各個實施容量電價的電力市場都采用了多種具體方法來確定容量電價水平。操作層面的差異受各國電力系統特征的影響明顯，因此具體方法的借鑒意義不大?；镜脑瓌t是盡量合理地確定容量成本。之所以稱之為“盡量”，原因在于政府規制定價的特征決定了其水平設定很難與真實的市場供求決定的價格完全一致。

　　同時，無論具體操作方法如何，原理上存在兩種等價方法。理論上，由于新增容量的邊際成本等于未滿足負荷的邊際支付意愿，即損失負荷價值(VOLL)。因此，計算容量電價的兩種方法就是，以供給側的調峰機組(國外一般是燃氣機組、國內則主要是燃煤機組)的成本為基礎計算，和以需求側的未滿足負荷的預期價值(VOLL與失負荷概率的乘積)為基礎計算。這其實也是其他類型容量機制的共同理論基礎?，F實中，絕大多數容量電價政策都采用了供給側方法，因為其簡便易行。當然，也并非沒有需求側方法的嘗試，英國電力庫時期的動態容量電價就采用這種方法，只不過由于電力庫下嚴重的市場勢力問題，容量電價因NETA(雙邊交易為主的市場模式)的實施而消失。

　　總體而言，單純容量電價水平的確定在技術上并非很復雜的問題，只要規制部門具備規范的成本監審，核算典型的準許回收的容量成本并不難。通常而言，針對現實的政策選擇考量相對更多，主要是如何依據上述容量電價的分類而選擇電價類型、享受主體和實施策略。

　　如何在用戶側傳導容量電費?

　　容量成本作為電力成本的重要組成部分，由用戶分攤是一個自然的邏輯，否則，使用容量電價的初衷和其實際效果就會產生矛盾。實際上，中國電改9號文以電能量交易為主的市場建設路徑下，由于電源結構快速變化，使容量成本回收被積壓，僅在發電側內部分攤壓力巨大，已經威脅到市場穩定和系統安全。成本向用戶側疏導程度已經嚴重滯后于市場建設和系統發展要求。

　　理論上，針對分攤問題確實存在不同理解邏輯的差異。一方面，容量的可用性服務于整個系統的供應安全，因此提供的是一種公共品服務，社會化分攤方式類似于一種基于公共品屬性而實施的準稅收，容量成本由所有電力用戶進行社會化分攤是有道理的。另一方面，系統特性和市場效率則要求給系統造成供應壓力和具有更高支付意愿的用戶理應多承擔成本，否則便存在用戶間的搭便車和不合理交叉補貼。不過兩種理解邏輯對應的現實政策實施難度不同，無疑前者對應的政策相對更加簡便易行，而后者對應的政策則實施難度較大，因為這涉及到對用戶可靠性偏好的識別。因此，比較常見的方式是對容量電費實行社會化分攤。

　　同時，還有三個現實因素影響到向用戶側傳導的方式：一是既有市場體系和市場設計。在售電公司和配電企業承擔容量充足性責任的市場中，容量成本傳導實際上交由這類企業的自主定價政策去完成;而在沒有此類機制的市場中，傳導對象便會成為決策部門必須考慮的問題，這就涉及到第二個因素，即電力市場中的歷史問題及現實考慮。如果存在棘手的歷史問題，特別是針對居民用戶的調整存在較為剛性的約束時，容量成本分攤的用戶類型可能就會先驗地有傾向性選擇。三是市場邊界的影響。這有兩方面考慮，首先，容量機制必須要考慮輸電與電源間的關系，實際上，輸電本身也是一種容量資源，對局部地區而言，利用容量電價維持存量容量和吸引增量容量，與擴充聯網通道和容量，本身是存在交互影響關系的，這種關系可能因現實條件而表現出互補或替代，對此需要動態把握;其次，大規模市場下的地方利益協調會面臨各方訴求的困擾，容量電價在地區之間拉平不好，不拉平也不好，結合系統的整體需要可能成為主導這一選擇的主要因素。

　　中國煤電容量電價政策出臺的底層邏輯

　　為什么要選擇容量電價?

　　可能很多人會有疑問，在眾多的容量機制中，我們為什么要選擇規制容量電價?第一，理論上講，不同容量機制在完美假設下具有等效性，但現實政策實施的效果往往取決于容量機制面臨的適用環境及影響條件，這些因素在各國之間差異巨大，同時，環境及條件也會動態變化。第二，容量機制的作用要服務于整體市場建設和系統發展需要，因此其具體政策選擇要考慮與整體市場設計的適應性。第三，容量電價政策本身的靈活性。正如前面的分類，盡管是政府規制政策，但容量電價具有一定程度的靈活性且易于實施。這里需要結合中國的煤電容量電價具體分析。

　　首先，容量電價具有純政府規制特征。這一點看似與市場化方向不一致，但實際上卻與市場發展高度契合。中國電力市場仍在探索階段，容量電價的出臺有利于穩步推進未來市場建設。中國電力市場建設過程面臨諸多改革成本和風險，其中很重要的就是火電機組的擱淺成本以及改革政策的不確定性。純規制特征有利于協調處理這兩個問題，一方面有助于有針對性地幫助火電避免過多資產擱淺;另一方面有助于為發電商提供一定時期內的政策穩定預期。

　　其次，容量電價是對已經暴露問題的可行應對。截至目前的中國電力市場建設主要按純電能量路徑來推進，這種市場設計的長期有效性不但存在理論缺陷，而且尚未經歷長時期檢驗。即便如此，伴隨電源結構的快速變化，很多事關系統安全的問題已經暴露出來。

　　再次，容量電價適應目前現貨市場設計中的普遍特點。目前各現貨試點中的價格上限仍相對較低，即便不考慮可再生能源發電帶來的影響，理論上，相對于高限價情形也仍會給煤電機組造成巨大壓力，容量電價有利于幫助發電商降低投資成本，應對企業經營風險，減少“丟錢”問題出現的可能。在可再生能源發電快速增長的背景下，容量電價的作用會更加突出。

　　第四，容量電價政策在所有容量機制中，是對市場設計要求最低的一種政策選項。這一點無疑也是我們考慮容量電價政策的重要因素。

　　《通知》引入了什么樣的容量電價?

　　一是一種固定容量電價機制。一方面，煤電容量電價依據全國統一的典型成本值測算。主要原因在于煤電生存經濟性及其系統功能的轉變是一個全局性問題，雖然各地表現程度有所差異，但問題本質相似。另一方面，考慮到地方差異和政策的適應過程，各地實際的階段性電價根據《通知》指導的成本回收比例而有所不同。

　　二是一種分類容量電價。我國之前已經針對抽蓄和燃氣機組制定了相應容量電價，煤電容量電價的出臺，進一步完善了容量電價體系，且它們的征收方式相同。目前的三類電源均是具備較好調節能力的電源，體現了當前容量電價政策體系的重點政策目標。

　　三是一種無條件容量電價。煤電機組按規制機構和系統運營機構確定和執行的可用性認定標準，根據申報的可用有效容量獲得容量電費，這樣會使容量電價針對成本補償和投資激勵的信號更加明確，從而避免了容量電價過度扭曲電量市場競爭的風險，這在其他國際電力市場中是有經驗教訓可借鑒的。

　　四是一種無歧視容量電價。煤電容量電價覆蓋存量機組和新建機組，既有利于穩定存量機組的保障能力，也有利于增強新增容量投資激勵，避免兩類投資相互形成不合理競爭優勢。當然，無歧視不代表無差別，具體的差別要考慮到機組服務范圍、能耗環保標準、靈活調節能力等因素。

　　五是一種階段性規制容量電價。一方面，容量電價是對以往電改政策未能從市場長期均衡和系統安全角度給予針對性改革政策和市場設計的一種補全，因此，容量電價是適應現階段完美改革政策體系要求的，會在相當高的程度上發揮預期效果;另一方面，容量電價本身有其內在效果的權衡，同時，隨著今后市場建設的整體進度，除容量電價自身的調整外，新機制的探索實際上也正式被提上日程，當然，未來的這種變化不代表容量電價取消，而是以一種新的方式去形成和傳遞容量價值的信號。

　　如何利用好容量電價的政策?

　　在筆者看來，煤電容量電價政策的出臺，因其必要性共識、出于對確定預期和實施節奏的把握，其實施并不會面臨太大困難。盡管如此，因其固有的政策作用方式，我們還必須全面準確地把握容量電價后續產生的可能影響。筆者在此主要談三個方面。

　　第一，對煤電而言。從預期的積極作用來看，煤電容量電價無疑會極大緩解煤電企業的經營壓力，穩定存量機組運營預期和增量投資預期，從而更好地支撐電源結構的繼續調整，確保系統的安全穩定供應?？梢哉f，使煤電更好地發揮在新型電力系統建設中的應有作用，無疑是這一新政的直接效果;但同時，必須要注意到，這一效果的出現也具備了一些“天然”條件——即我國的煤電機組在可再生能源快速增長的背景下，已經具備調節能力的機組卻沒有在相應價值上得到認可，甚至生存經濟性受到威脅。

　　實際上，煤電容量電價的出臺在于解決之前因設計缺陷而遺留的問題，旨在提供缺失的容量資源充足性保障，但是未來電力系統對調節能力的需求相對于充足性要求會更高。這個問題在《通知》中是以考核機制來解決的，即約束發電商必須確保有效容量的可用性。這種做法在一定時期內完全可行，原因在于，一是煤電機組數量龐大且苦于無容量電價久矣，因此有足夠動力主動達標;二是政策本身已經提供了預期收益增長的確定性，不達標的機會成本損失巨大;三是煤電機組普遍具有較高調節能力，甚至幾乎都具備調頻能力，所以暫不需考慮正面激勵政策。

　　這里就區分了系統資源的充足性需求和靈活性需求。當下，容量電價的積極作用很大程度上得益于容量電價能夠改善煤電機組的生存經濟性，從而協同保障資源的充足性和靈活性。但實際上，容量電價的最大作用是確保系統資源充足性，而針對靈活性的促進作用對當下容量電價而言是相對不足的。特別是涉及到靈活性容量資源的結構問題時，這就非?？简炄萘侩妰r的分類結構;而對于一個電源結構仍在快速調整的電力系統而言，這種難度會更高，盡管不是不可行。同時，目前容量電價對充足性和靈活性的協同促進也是受益于之前對幾乎所有煤電機組調節能力的強制性要求(盡管從市場化角度這并不合理)。

　　此外，我們還必須考慮主要依靠煤電調節和長期退煤目標間的關系。畢竟，容量電價對于煤電機組延壽和新增機組所發出的投資信號，與充分體現供求和風險的市場信號很難完全一致。我們需要一個與系統轉型進程相適應的動態煤電結構，而容量電價則具有強化煤電投資的內在傾向性，因此，我們必須要提前把握對這種權衡的固有性及問題表現的時點。進一步來說，順應煤電機組系統功能的轉型需要，還必須要與能源轉型和“雙碳”的大目標緊密結合，未來中國電力系統需要有更好的容量機制來激勵、吸引更高效、更低碳的多種調節資源，包括可再生能源發電本身所能提供的調節能力，畢竟當煤機更多充當調節資源時，機組層面的單位煤耗上升將很可能出現。把握好這些關系，其實就是要把握好競爭與規制、系統與市場間的關系。

　　第二，對市場而言。從競爭與規制的關系來看，在電量市場化交易比重不斷提升的背景下，容量電價必然會影響到競爭主體的市場行為。特別是煤電已經全面市場化，我們必須考慮容量電價對市場競爭結果的可能影響，這非常重要?？梢灶A期的是，電量競爭可能加劇，現貨市場報價策略可能更加激進，很自然地，這會帶來電量價格的下行，并在一定時期一定程度上利于降低用戶的用電成本，但是，也可能導致電廠電量競爭的加劇而產生一些不利影響，比如峰荷機組電量可能更多替代基荷機組電量，從而影響到整體調節能力。當然，這種傾向性在一段時期內并不會特別明顯地表現出來。此外，考慮到成本回收比例提高的政策預期，機組的跨期行為調整更加復雜，相關市場現象可能出現于回收比例提高的前夕，這一點要未雨綢繆。

　　當然，以上分析還是假定市場主體的行為調度還是適應性而非投機的。如果考慮到發電廠商使用市場勢力的激勵，那么問題會更加復雜。在筆者看來，廠商策略性地實施機組報價組合將很可能出現，甚至必然出現;此外，廠商間的默契共謀也絕非不可能，因為相比于單一電量收入，其優化目標已截然不同。而這除了會增加用戶實際的容量電費負擔外，也會增加政府進一步調整政策的權衡難度。因此，政策出臺后，必須密切關注其對市場的綜合影響，重點是，避免因過度競爭而造成容量保障效果的降低，避免因市場勢力和共謀而扭曲市場競爭效果。

　　此外，根據前述分析，《通知》的出臺本身是針對煤電給與的容量電價，而在全國統一電力市場體系建設下，容量機制的跨市場協調，無疑將成為一個重要內容。在煤電生存經濟性是一個全局性問題時，協調困難并不突出，因為各方(包括電網)整體上都是受益者;但隨著煤電經營壓力的緩解，以及跨市場競爭的加劇，各地區在容量價格水平的選擇，以及后續改革政策的選擇上都會有不同的考量，需要更多考慮不同地區得益和網源協調問題。

　　第三，對用戶而言?？紤]到政策力度和實施節奏，短期內用戶的電費負擔不會受到明顯影響。不過，容量電價的引入有可能緩解交叉補貼問題。如前分析，盡管理論上容量電費在用戶側的有效分攤應該考慮用戶的實際負荷特性，但實際上，現實中的容量電價往往采取社會化分攤。雖然理論有效性被削弱，但在我國社會背景下，如果居民用戶電價能夠反映這部分成本，那么反而有利于在一定程度上解決交叉補貼。在筆者看來，容量電價的出臺為緩解交叉補貼提供了一個契機，但能不能抓住這個契機則成為另一個問題，這取決于決策部門的認知和決心，至少現實形勢是，居民電價確有調整的必要，電價政策間的協調需要加強。

　　總體而言，煤電容量電價政策是對原本一直缺失的電改頂層設計的一次極大補全，可以說《通知》出臺標志著已經進行8年的新一輪電力市場化改革第一次真正具備了相對完整的基于市場長期均衡視角的政策體系。對當下而言，盡管容量電價本身固有的積極作用與消極作用會一直并存，但在相當長一段時期內，政策紅利會明顯高于負面影響。

　　本文刊載于《中國電力企業管理》2023年12期，作者系中國社科院財經戰略研究院副研究員