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北極星售電網訊:“十三五”期間，我國風電、光伏發電產業實現快速規模化發展，取得顯著的成績。風電累計裝機規模已連續九年位居全球第一，光伏裝機連續四年位居全球第一，培育了一批全球領先的風電、光伏製造企業，形成了完整的、具有國際競爭力的風電、光伏產業鏈。以風電、光伏發電為代表的可再生能源顯現出從替代電源向主流電源發展的喜人態勢。“十四五”時期，煤電等調節性機組由電能量生產者向系統調節服務提供者的角色轉換將進一步加快。我國可再生能源將繼續保持高速發展，裝機與發電量佔比都將持續提高，與此同時，以煤電為代表的調節性機組整體利用小時持續下降的可能性很大。在市場環境下，繼續採用單一制的電能量價格將不利於整個電力行業的發展。從電力系統運行技術發展的趨勢來看，可再生能源發電在系統出力的穿透率上升，將對系統的靈活性，主要是對快速爬坡能力和容量備用提出前所未有的高要求，不但需要存量機組進行改造，還需要投產調節性能更好的新機組。然而，現行電源側電價機制執行的是單一制電能量價格，隨著利用小時的下降，電源項目的投資回收逐漸遇到障礙。同時，隨著電力市場化改革的快速推進，電源側激烈的競爭導致電能量價格進一步下降，煤電等調節性機組陷入大面積的經營困難，在大規模高比例可再生能源集中併網、穿透率不斷提高的雲南、甘肅等省份，已有煤電企業陸續破產。繼續採用單一制的電能量價格，既不利於引導投資主體投資建設高調節性能的新機組，也不利於存量機組進行靈活性技術改造，長此以往會造成“十四五”電力系統整體靈活性下降，消納可再生能源技術能力下降，最終影響可再生能源的持續健康發展。2020年是“十四五”規劃謀篇佈局之年，設計適應可再生能源發展的發電容量成本回收機制對進一步深化電力體制改革具有重要意義。為實現中發9號文提出的構建有效競爭的市場結構和市場體系，形成主要由市場決定能源價格的機制的目標，需要進一步做好市場機制設計，使可再生能源與傳統能源實現更和諧的發展。從國際看，部分國家已進行的有益探索，將對我國建立健全發電容量成本回收機制提供重要參考價值。
（來源：微信公眾號“能源研究俱樂部” ID:nyqbyj 作者：中國華能集團有限公司技術經濟研究院 張冠華 陳大宇）
一、適應可再生能源發展的發電容量回收機制的國際經驗比較
從各國實踐看，在有大量間歇性和資金密集型電源的電力系統中，單一電能量市場很難實現發電容量回報的需求。隨著高比例大規模可再生能源進入市場，一年中的部分時段批發電價趨近於零，個別低谷時段的大量風電還會導致負電價，市場價格信號失靈，無法吸引對可再生能源所必需的備用容量和儲能等方面的投資。為應對發電（調節）容量充裕性問題，各國從理論和實踐開展了一系列探索，主要分為電能量市場、容量市場和行政管制等三種解決途徑，最具代表性的做法分別是稀缺定價機制、容量市場和容量補償機制。稀缺定價機制是不設置容量市場或容量機制，依靠單一電能量市場解決發電資源充裕的一種方式，該市場不設上限價格或者上限價格很高。在系統電能量和備用稀缺的情況下，電能價格能夠快速大幅上漲，通過短時高價格滿足電源回收投資的需要，用以鼓勵投資新建電廠。美國德州、加拿大阿爾伯塔和澳大利亞電力市場均採用了稀缺定價機制。以美國德州電力市場為例，在稀缺定價機制下，負荷尖峰時段如出現備用短缺，結算價格由市場出清的節點邊際電價、運營機構事後計算的實時備用價格增量和可靠性部署價格增量構成，監管部門為三者之和設置價格上限9000美元/MWh（約合63元人民幣/千瓦時），運行的機組通過高電價獲得較高收益。尖峰機組單位容量（千瓦）允許收益上限為300美元/年（約2100元/千瓦）。容量市場是一種為容量定價的市場機制，是在單一電能量市場之外設置的新的市場，用以保證電力系統達到明確的可靠性標準，以英國容量市場和美國部分區域容量市場最為典型。英國為實現中長期的發電容量充裕性、促進能源低碳化、糾正市場失靈等目的，在2014年建立了容量市場。英國容量市場以拍賣形式進行，標的物為容量交付年系統所需的發電容量（預測確定），通過容量價格引導電源投資，避免發電裝機容量的週期性過剩與短缺循環，以經濟有效的方式保證安全穩定的電力供應，容量費用由英國國家電網向售電公司收取，支付給中標的發電企業。美國的6個電力批發市場中，PJM、NYISO（紐約市場）和ISO-NE（新英格蘭市場）設有容量市場。其中PJM建立了可靠性定價模型（RPM），以節點為基礎，要求售電公司提前3年購買“容量信用”來抵扣預測的需求尖峰以及15%的備用容量，發電和售電企業都必須按年度售出或購買容量，容量資源所承擔的義務也以一年期記。PJM的容量市場與電能量市場緊密結合，發電企業效益主要基於全部收入能否覆蓋所有成本。PJM容量市場在可靠性、靈活性和競爭性方面發揮了有效作用，為可再生能源穿透率提高帶來的問題提供了一個有效的解決機制。容量補償機制是由監管機構制定容量價格和可補償容量，為發電機組回收固定成本的一種具有行政色彩的容量成本回收機制。主要在政府或監管機構的指導下，根據負荷預測、用戶停電損失評估、系統可靠性標準和發電機組可用性等因素確定單位容量補償標準和各機組可補償容量，從而對發電容量成本進行合理補償。較為典型的是智利電力市場容量補償機制，通過經濟性監管手段對競爭性發電側現貨市場進行有益補充。發電機組根據可補償容量和補償價格獲得月度容量補償，總收入為電能量收入與容量收入之和。其他用行政手段設定的容量機制還有西班牙實行的容量費、瑞典和芬蘭實行的戰略備用機制等。這些機制的區別在於容量費和戰略備用機制通常只覆蓋部分市場，將容量機制限制於無法在常規市場裡收回全部成本的發電機組，其餘部分發電容量回收還要取決於單一電能量市場價格。容量補償機制可以覆蓋全市場，對所有提供可信容量的機組進行補償，一定程度可以避免由容量機制或市場投資激勵預測誤差引起的市場價格扭曲。
二、國際經驗對我國發電容量機制建設的適用性分析
我國的國情要求加快建立發電容量成本回收機制。與發達國家電力需求已進入低速增長的飽和發展階段不同，我國正處於經濟、社會與能源的多重轉型增長期，電力需求預計仍將維持中高速增長，由於用電負荷特性的快速變化（居民和第三產業用電快速增長），疊加電源側高比例可再生能源出力的不穩定性，電力市場價格出現大幅波動的可能性上升，單一電能量價格信號在激勵新增電源投資、保障電力長期平穩供給方面難以發揮作用，市場化與清潔化雙重要求增加了我國發電容量機制建設的緊迫性。中發9號文印發前，我國電源側採用單一電能量價格的上網電價機制，發電企業通過獲得基數電量指標，執行標杆電價的方式，實現對發電容量成本的補償。中發9號文印發後，隨著市場化交易規模的不斷擴大，通過基數電量和標杆電價回收發電容量成本越來越少，發電企業普遍面臨經營虧損風險。還要注意到，電力現貨市場加速推進使得發電容量成本回收問題面臨更為嚴峻的形勢。首批現貨試點的試結算運行結果表明，現貨市場建設初期，現行中長期交易機制仍不完善。在以更好消納可再生能源為突出特點的現貨市場交易中，現貨價格出現了持續走低，用戶簽訂中長期合同意願大幅降低，一旦現貨價格出現大幅波動，可能導致未簽訂中長期合同的發電企業和用戶暴露在虧損的風險中，危及電力市場的持續運行和長期的發電容量充裕性。
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發電容量成本回收機制適用性比較
從發電容量回收機制的國際實踐經驗來看，三種實施路徑各有其特點與適用性（見表1），需要從效率、實施成本、市場發展兼容性等方面綜合分析，研究建立最適合當前市場發展階段的發電容量成本回收機制。從效率方面看，行政手段決定的容量回收機制通常被認為市場效率較低，容量市場、電能量市場模式引入了市場競價過程，有助於實現最低成本提供備用容量。從實施成本看，由於單一電能量市場是市場設計的支柱，稀缺定價機制和容量補償機制相對容易實施，而建立一個全新的容量市場，可能帶來更多的市場設計和兼容性問題，例如市場力和對容量可用性的監管控制。因此，容量補償機制可能在很短時間內實施，但是容量市場則可能至少要5～7年才能實現，實施成本較高。從市場發展水平看，當前我國電能量市場建設仍處於起步摸索階段，進一步建立容量市場缺乏必要的技術儲備，存在較大的實施困難；同時，出於與現狀的平穩銜接及各種公共政策需求，若我國實施稀缺定價機制，則價格上限的設定很可能遠低於合理水平，難以解決容量成本回收要求。
表1 各類發電容量成本回收機制的特點對比
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我國實施稀缺電價機制可能面臨的問題
一是稀缺定價機制下監管難度較大。稀缺定價機制允許發電企業通過時段性高電價實現容量成本的回收，電力用戶要面對可能出現的時段性高電價。此外，電力市場中的發電企業（尤其是市場份額較高的發電企業）有可能行使市場力，通過物理持留、經濟持留等手段改變市場價格，使之偏離市場充分競爭情況下所具有的價格水平。稀缺定價機制下，監管機構難以區分高電價是由合理的市場行為還是發電企業的市場操縱所導致，給市場監管帶來一定的難度。二是稀缺定價機制下的投資環境具有較高風險性，難以滿足我國持續增加電力供應能力的需要。電廠投資巨大、建設週期較長，發電企業需承受較高的資金成本，在較長的時間內實現投資的回收，投資回報受到諸多因素影響，如電價走勢、其他發電企業的投資計劃、技術革新等。稀缺定價機制下，劇烈波動的市場價格很難給發電公司提供清晰、一致的投資信號，增加發電企業投資風險，降低投資信心。
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我國實施容量市場機制可能面臨的問題
一是系統預測能力不足。容量市場需要由市場運營機構設定長期容量需求和短期備用需求，如果需求預測不準確，將給市場帶來錯誤的指向。我國當前基於容量市場的長期容量需求與短期備用需求預測研究能力亟待增強，缺乏相關歷史數據的積累及理論和經驗儲備，在保障容量市場正常運行方面存在較大困難。而系統預測能力的不足，不僅會對發電企業的收益產生較大影響，甚至會影響到電力系統的安全穩定運行。二是信息公開程度有待提高。容量市場要求市場運營商提供長期的供需信息，為發電企業進行容量報價提供參考，還需要配套長期的充裕性評估機制，並及時發佈。在這種情況下，市場信息作為一種公共資源，對於發電資源的高效配置具有至關重要的作用。而我國的信息公開工作起步較晚，無論是在法律制度、思想觀念及實施過程中都存在較多空白，可操作性不強，公開範圍有限，市場主體獲取信息還比較困難，難以通過容量市場實現合理的容量成本回收，將導致發電企業的權益間接受到損害。三是市場管控能力不足。容量市場機制需要對市場的報價、出清進行嚴格的市場力監控，防止市場主體在容量市場中濫用市場力、擾亂市場秩序、損害社會福利、影響容量市場的穩定運行。參考國外電力市場經驗，市場力的管控既要用法律手段來規範，也要結合市場的整體設計，因地制宜。當前我國《電力法》未對市場力做出明確規定，對市場力管控的法律依據不足；同時我國市場建設正在深入推進中，如何在有效控制市場力的情況下推動市場的發展，是當前亟待解決的問題。因此在市場力管控能力有限的情況下，推進容量市場建設也存在一定的難度。
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容量補償機制適合當前階段發展需要
容量補償機制能夠保障容量電價長期穩定（行政確定）、對終端電價影響可控、實施成本和風險較低，主要缺點是“市場化”程度不足，但這與我國處於電力市場建設初級階段的國情相適應。此外，現階段我國電改措施從出臺到落地，還需要一定的行政性措施保障，容量補償機制正是一種行政性較強的機制。從國際實踐上看，近十年智利容量電價波動範圍在7～13美元/千瓦•月之間，基本保持長期穩定。實施容量補償機制，有利於我國實現從計劃到市場的平穩過渡。該機制能在一定程度上保障發電容量成本回收、激勵發電投資，提高發電企業參與市場的積極性，保證電力市場長期穩定運行，實現在市場化機制下推動可再生能源更好地消納和發展的目標。從當前部分省份的實踐來看，煤電長期備用補償機制是對容量補償機制的重要和有益探索。
三、“十四五”時期我國發電容量補償機制方案設計
容量補償機制不同於容量市場和稀缺定價機制，是一種適用於市場化初期的過渡機制，契合當前我國電能量市場尚不完善的大背景。我國有過十餘年標杆電價制度的探索和實踐，積累了豐富的經驗。容量補償機制類似標杆“容量價”，改標杆綜合電價為標杆“容量價”，在我國有廣泛的行業基礎和行政經驗，能夠短時間建立起來，可在“十四五”時期充分發揮作用。我國發電容量補償機制方案，可在政府相關部門和監管機構的指導下設計實施，通過該機制，對包括可再生能源和煤電在內的各類發電機組有價值的容量給予合理的經濟補償，體現出不同類型機組的容量價值差異，為發電投資提供相對明確的收入預期，引導發電容量有序優化配置，保障發電容量的長期充裕和市場的穩定，實現可再生能源和各類電源共同發展、協調發展。具體設計可分為如下三個步驟：
01
計算（折算）可補償容量
可補償容量是指能夠按照核定的容量補償標準（容量電價）獲得補償的發電容量，其物理意義相當於自然（銘牌）容量中能夠確保系統可用的容量（有用容量）。可補償容量需分電源類型核算，計算過程分為三步。
第一步計算（折算）各機組的初始容量。初始容量的計算主要體現各類機組的技術經濟特性決定的發電出力，例如煤電機組的初始容量主要體現燃料可用性（缺煤時長）對機組出力的影響；水電機組的初始容量主要體現徑流、庫容、梯級水力聯繫等對機組出力的影響，需要分別計算不可調節分量和可調節分量，用以量化具有庫容調節能力水電機組的調節性能；核電機組出力穩定，受燃料可用性影響小，其初始容量可用銘牌容量表示；風電、光伏初始容量可取近五年平均發電功率、系統n個負荷最高時段對應出力均值中兩者的最小值，作為初始容量。第二步計算（折算）各機組的可調容量。可調容量的計算主要反映各機組的生產運行管理水平，是在計算（折算）得到各機組的初始容量後，進一步考慮各機組的檢修計劃、強迫停運及廠用電水平等因素，對各機組的初始容量進行折算，計算得到各機組的可調容量。第三步計算（折算）各機組的可補償容量。可補償容量的計算主要為了反映發電容量與市場需求之間供需關係，對容量價值的影響。方法是用系統峰值負荷與所有機組總可調容量之和的比值，乘以各機組的可調容量，最終得到各機組的可補償容量。各機組依據可補償容量及容量補償標準（容量電價）獲得容量補償。當前我國電力調度機構具備上述可補償容量計算所需要的基礎數據，該模型和方法具備應用基礎。可補償容量的計算思路主要體現各類發電機組“有用”的容量及系統的容量需求，能夠兼顧供需情況。
02
確定容量補償標準（容量電價）
容量電價水平決定了單位可補償容量的補償標準，常用的方法有會計成本法和邊際成本法。會計成本法是傳統的、常用的定價方法。採用會計成本法通常是核算在運機組的年固定成本支出，以此成本為基礎計算各機組單位（可用）容量成本水平，或計算系統平均單位（可用）容量成本。2002年東北區域電力市場容量電價即採用該方法。會計成本法確定的容量電價，能夠反映系統發電資源沉沒成本的回收需求，能夠補償存量發電機組的容量成本，但對未來發電投資的引導作用不足。採用邊際成本法確定容量補償標準，即通過確定未來一段時期內滿足系統調節性能和穩定供應的邊際機組類型，按一定的年化收益率將其標準投資折算到每一年，形成每年需要回收的容量費用，即年度容量電價，無論何種類型機組的單位可補償容量，均可獲得相同的容量電價。由於邊際機組的選擇，是採用對未來一段時期的預測確定，所以能夠引導未來投資和資源優化配置的作用，相對會計成本法更適用負荷仍在快速增長的我國電力工業。可以看出，邊際成本法要首先確定系統的邊際機組，再以此邊際機組為基礎，確定系統的發電容量邊際成本。具體確定過程中，發電容量邊際成本要以中長期負荷預測、供電可靠性標準、年費用最小的電源擴展規劃方案以及系統以最優方式運行為前提。
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結算容量電費
各發電機組依據制定的容量補償標準（容量電價）及可補償容量獲得容量電費。容量電費計算及結算方式需要與各市場模式及相關規則相匹配。當前我國電力市場較為可行的方式為：每年末，根據當年市場供需形勢分析和來年預測，選擇邊際機組，計算容量補償標準（容量電價）；按照來年最大負荷（含備用等）的預測及各類機組可用性分析結果，計算各機組可補償容量；依據上述容量補償標準（容量電價）和系統總可補償容量預測結果，計算系統總容量電費，將該總容量電費計入銷售電價，向各類終端用戶收取；在實際執行年的每月初，依據上月實際最大負荷（含備用等）及各類機組的實際可用性，計算各機組可補償容量，乘以容量補償標準（容量電價）支付各機組上月容量電費；實際支付容量電費與通過銷售電價實現的容量電費之間的偏差在下一年度容量電費中統籌。
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與其他電價機制的銜接
若建立容量補償機制，電能量市場、輔助服務市場、容量補償機制等將構成較為完備的電力市場價格體系。三者之間的銜接關係如下：原有的“單一制標杆電量電價”演變為“標杆容量電價”；電能量市場的競爭將真正轉變為短期邊際成本的競爭，價格上限由邊際機組的變動成本決定；容量補償機制與輔助服務市場保障不同時間尺度發電容量的充裕性，為發電企業提供不同成本的回收途徑。在我國能源轉型的過程中，傳統能源與可再生能源的角色和責任將發生結構性變化，在進行電力市場設計時，同步規劃建立配套的容量成本回收機制，為傳統電源提供備用容量而非電量的功能給予額外、穩定的收益，對平穩轉型至關重要。從“十四五”可再生能源的發展趨勢和當前電力市場建設情況來看，建立容量補償機制所需的理論和實踐基礎相對紮實，可以作為我國現階段適應可再生能源快速發展的發電容量成本回收機制首選方案。在具體推行中，可針對各省（市、區）電力系統的實際狀況進一步修改完善，實現向競爭性電力批發市場的平穩過渡。未來，隨著市場環境更加成熟，還可繼續探索更具中國特色、更加市場化的容量成本回收機制和方法。原文首發於《電力決策與輿情參考》2020年1月17日第3、4期
原標題:張冠華、陳大宇：適應“十四五”可再生能源發展的發電容量成本回收機制設計
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