近日，国家发改委、能源局下发了《关于建立机制的通知》（以下简称“通知”），简单的做些不成熟的分析和思考，分享如下：

  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。

  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%，部分地方能到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。

  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。

  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。

  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，所以能按照容量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。

  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行情报价水平的关系，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督管理不同，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，也代表着电力用户支付的电费中有相当比例的成本与之相关，所以系统运行的成本的清晰化、公开化与监管问题，

  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，仅仅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。

  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，

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