电力市场环境下典型发电容量充裕性机制

【导引】我国的电力能源转型与电力市场化改革对发电企业的收益带来了冲击，部分地区已经出现了燃煤电厂破产的现象。现有的电力市场化改革是否会挤压传统发电企业的生存空间，导致大量发电机组的退出？如何通过合理的市场设计来优化电源结构，从而实现长期的资源最优配置？这些问题开始引起了社会的关注。本文对电力市场中保证发电容量充裕性的几种典型机制进行介绍，分析其核心差异与适用条件 ，给出对我国电力市场的建议。

（来源：微信公众号“走进电力市场”作者：喻芸 荆朝霞）

本文全文发表在《电网技术》杂志：【喻芸,荆朝霞,陈雨果,季天瑶,张兰.电力市场环境下典型发电容量充裕性机制及对我国的启示[J/OL].电网技术:1-9[2019-07-16].https://doi.org/10.13335/j.1000-3673.pst.2019.0539.】

【内容提要】

随着间歇性可再生能源的发展，发电容量充裕性问题再一次受到电力市场设计的广泛关注。电力市场需要一些特殊的设计来提供有效的发电投资信号。当前主要的思路分为两类，一类在纯能量市场的电能量价格中反映发电投资信号；另一类则通过额外的发电容量产品来反映发电投资信号，容量产品的价格可以由市场交易形成，也可以由政府或监管机构设定。对应的纯能量市场稀缺定价机制和容量集中拍卖市场是目前典型的充裕性机制。

不同的充裕性机制下，市场交易时序、价格机制和相关配套机制均存在较大差异，需要结合现货市场交易模式、社会环境、市场结构等市场环境选择合适的设计方案。本文分析了澳大利亚南部、美国德克萨斯州(以下简称美国德州)和美国宾夕法尼亚-新泽西-马里兰州(以下简称美国PJM)的3个典型电力市场充裕性机制的交易时序和价格机制，介绍了相应的配套机制，包括信息披露、市场力控制和价格风险防范机制。提炼不同充裕性机制的区别，并分析不同充裕性机制的适应性。在此基础上就我国现阶段电力市场改革中的发电容量的充裕性问题提出相关建议。

一、典型充裕性机制

充裕性机制主要有两个思路：

一是直接通过电能量产品的收益反映发电投资成本的回收。发电投资成本可以通过电能量稀缺时段的稀缺电能量收益回收，此时电能量价格远高于实际的运行成本；也可以通过管制的电能量合同回收，如国现阶段的固定价格型计划电量合同，电能量合同价一般高于运行成本。

二是在电能量收益外设置容量产品，将发电投资成本反映在容量产品中。此时容量产品价格可以是管制型，由管制的容量合同确定；容量价格也可以由市场交易形成，包括容量的集中拍卖或双边交易。另外，美国、英国容量市场的容量产品需求是满足全网负荷的容量需求，而欧洲地区的战略备用机制下的容量需求仅为部分需要保证发电生存的容量（如高成本老机组）。

目前主流的思路是第一类中的稀缺定价机制和第二个类中的容量市场机制。因此，本文主要对比分析了稀缺定价机制和容量市场机制的设计理念。

（一）澳大利亚稀缺定价机制（以下简称市场稀缺价格机制）

澳大利亚电力市场纯能量市场采用稀缺定价机制，价格上限为13 800澳元/ (MW·h)，远高于实际的可变成本。其中一个显著的特点是：稀缺价格信号完全由发电主体的报价形成。也就是说，发电主体的电能量报价可以远高于可变成本，从而反映电力稀缺的机会成本。

（二）美国德州稀缺定价机制（以下简称价格增量机制）

与澳大利亚市场类似的是，美国德州没有容量市场，发电投资信号来源于现货市场的稀缺价格，电能量市场价格上限为9000美元/(MW·h)。但主要区别在：稀缺价格不仅取决于发电主体的报价，而且与市场运行机构事后计算的价格增量有关。

其中：

发电电能量收益=（节点边际价格+备用价格增量+可靠性价格增量）*发电量

剩余可用发电容量结算价格=备用价格增量*发电量剩余可用发电容量

用户电费支出=（用户结算电价格+备用价格增量+可靠性价格增量）*用电量

【注：美国稀缺定价机制】美国普遍定义了备用辅助服务产品，并通过电能量与备用联合优化出清的方式实现备用价格与电能量价格的耦合。在备用稀缺时，备用的影子价格将被设定为稀缺价格。该稀缺价格是由提前设定的备用需求曲线决定的。不同电力市场中的备用需求曲线的价格水平、形状差异较大。美国将以上设计称为稀缺定价机制（scarcitypricing or shortage pricing）。

德州电力市场与美国其他市场电力市场备用辅助服务定价的差异主要有两点：

1）德州的备用需求曲线的稀缺价格水平远高于其他地区的备用需求曲线的价格上限。这和不同地区的市场设计有关。其他地区有容量市场（如PJM、NYISO）或容量义务（如CAISO）等容量机制，而德州是纯能量市场；

2）德州的实时市场还没有实现电能量与备用的联合优化出清。通过备用价格增量能够近似实现联合优化的效果。

德州价格上限远高于美国其他地区，而且是纯能量市场，发电投资成本反映在电能量价格中。因此，本文主要介绍的是美国德州的稀缺定价机制，简称价格增量机制。

（三）美国PJM容量市场机制

容量市场定义了一类新产品，即容量产品，由市场运行机构集中购买或由市场主体通过双边交易形式获得。发电投资信号主要来源于容量拍卖市场的出清价格。

（四）三类典型的充裕性机制的对比分析

不同充裕性机制最核心的区别是产品设计及报价理念，基于此导致市场力控制、关键配置参数、风险规避机制的不同，如表1所示。

表1不同充裕性机制设计的比较

1）产品设计

产品设计上，容量市场机制下发电主体可以通过提供容量和电能量两种产品获得收益。市场稀缺电价机制下，发电主体仅通过电能量产品获得收益。价格增量机制下，发电主体通过电能量和备用产品获得收益。

2）报价理念

容量市场机制和价格增量机制下，发电主体申报基于成本的报价，不含稀缺成本，市场不允许经济持留行为。

市场稀缺电价机制下，发电企业的报价可远高于可变成本，包含反映用户用电效益或停电损失的稀缺成本，即市场允许发电主体的经济持留行为。

3）市场力控制

由于容量市场机制和价格增量机制环境不市场运营机构会对发电主体报价行为进行严格的市场力控制。其中一个主要的方法是三寡头垄断测试，被用于容量市场和现货市场中。

市场稀缺电价机制允许发电主体的经济持留行为，因此不需要直接的市场力控制手段。主要通过充分的信息公开促进市场竞争，具体包括中短期充裕度评估机制、滚动预出清机制、以及运行日后及时的报价数据公开。

4）关键参数及其影响

电能量报价上限：3种机制都设定了电能量报价上限，稀缺定价机制的电能量报价上限一般高于容量市场机制下的电能量报价上限。两种稀缺定价机制下均设计了收益限制方案，视情况调整电能量市场的报价上限。

用户需求：容量市场机制和价格增量机制均需提前设定用户需求。容量市场机制需要设定容量需求曲线的目标需求容量和对应的需求价格。价格增量机制需要确定运行备用需求曲线的失负荷概率和失负荷损失值。

5）市场化程度

澳大利亚市场稀缺电价机制下的管制行为较少，与容量市场机制和价格增量机制相比，市场化程度最高，但需要一系列的信息公开机制保证信息的充分、及时和对称。

容量市场机制和价格增量机制相比，容量市场机制直接干预长期的发电规划，价格增量机制则通过干预短期价格信号引导长期的发电投资。相对来说，容量市场机制的管制性更强。

6）价格风险规避

3类充裕性机制环境下的市场主体都可以通过金融衍生品市场规避现货价格的风险。澳大利亚设计了一种特殊的金融衍生品——单向封顶差价合约，来帮助用户规避高电价风险。单向封顶差价合约的详细介绍参考（走进电力市场：电力市场设计|电力差价合约的设计与应用）。

单向封顶差价合约的合约费一定程度上实现了容量费的效果。但与容量市场不同的是，单向封顶差价合约的价格信号取决于公开、透明的合约交易，能够在充分竞争的条件下反映真实的供需情况。而容量市场的需求由监管机构集中决策，产生的价格信号受管制行为影响。单向封顶差价合约能够将价格风险和投资风险的判断分散到所有市场主体，从而避免集中决策的片面性。

7）对灵活性的激励

稀缺定价机制通过电能量价格为电源和用户提供分时(15 min)的价格信号，而容量市场通过容量费的形式提供的是年度不变的价格信号。相对来说，稀缺定价机制能够更有效地激励灵活性资源响应。也有学者提出容量费按失负荷概率分摊到不同的时段，从而实现对灵活性的激励。

二、三类充裕性机制的适应性分析

1）适用条件

系统预测能力：容量市场机制和价格增量机制要求市场运营机构具有准确预测系统供需的能力。

成本监审能力：容量市场机制和价格增量机制要求监管机构有较强的成本监审能力，能准确判断市场主体的市场力行为。

信息要求：市场稀缺电价机制要求为市场主体提供充分、及时、对称的信息，及时反映供需情况的变化，促进市场主体的合理报价。容量市场机制要求提供长期的供需信息，为发电主体的容量报价提供参考。

用户特性：稀缺定价机制要求零售市场活跃、需求响应充足，从而将现货市场的稀缺价格信号有效地传导至用户侧，提高用户侧效率。

2）配套机制

充裕度评估：3类充裕性机制均需要配套充裕性评估机制，并及时发布。其中容量机制必须配套长期充裕度评估。

市场力控制：容量市场机制和价格增量机制需要对现货市场的报价、出清进行严格的市场力监控。市场稀缺定价机制则需要滚动预出清机制帮助市场主体及时了解实时的供需状况。

信息披露和风险规避机制：市场稀缺定价机制需要配套市场报价信息公开的信息披露机制，促进市场信息的充分、及时和对称。此外，还需要配套合理的风险规避机制，如单向封顶差价合约，为市场主体提供充分的风险规避手段。

三、对我国的建议

近期，国家发展改革委发布关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知。随着发用电计划的放开，发电企业的收益将面临更大的不确定性。需要尽快研究保证发电容量充裕性的方法，避免供需形式的变化造成新一轮的发电容量不足。

（一）澳大利亚的市场稀缺电价机制

澳大利亚的市场稀缺电价机制不适合我国目前的市场环境。我国电力市场信息公开机制严重不足，市场透明度不高，目前不能很好支撑这种市场化程度高的充裕性机制。

（二）容量市场

容量市场的效果很大程度上取决于市场运营机构（监管机构）对未来容量需求的准确预测，设计时还要考虑分区容量需求、灵活性容量需求等方面的问题。如果相关设计不完善，对容量预测不准确，可能造成容量的不足或过剩。

我国市场建设还未完善，直接开展容量市场对于现阶段来说难以立即实现。

建议：由于其对零售市场的活跃度、需求响应能力没有特殊要求，未开放零售市场的地区可以考虑采用容量市场机制，但容量市场的相关机制、参数需要结合市场的具体情况进行系统的设计。

（三）美国德州价格增量模式

价格增量机制适合我国现阶段大多数地区的市场环境，主要原因有以下4点：

①我国的信息披露机制不完善，价格增量模式对实时信息披露的要求不高；

②备用价格增量的相关参数由监管机构核定，市场价格的整体可控性较强；

③第二轮电力市场改革以零售市场改革试点为起点，稀缺价格有利于提升零售市场活跃地区的用户侧效率；

④在可再生能源不断增多的情况下，稀缺价格有利于激励系统的灵活性。

1）备用需求曲线

该方法中制定合理的备用需求曲线是一个关键问题。需要根据相关市场的失负荷概率、失负荷损失确定，后续我们专门对这个问题进行讨论。

2）能量与备用的联合出清

本文介绍的德州的价格增量法是在能量与备用辅助服务未联合出清的情况，这种方法也可以适用于能量和备用联合出清的情况。如果现货市场中采用了能量和备用联合出清的机制，可以基于该方法确定的备用需求曲线确定联合出清中备用需求的需求量、惩罚因子（走进电力市场：电力市场集中竞价的经济学原理分析|17：节点电价的计算-功率平衡约束及网络约束的影响），可以实现类似的效果。

3）配套机制

除充裕性机制的设计外，还需要完善相应的配套措施，包括信息披露机制、成本监审机制、市场力监控机制及风险规避机制等。另外，价格上限的设置需要和其他市场设计相协调。如果考虑到社会安全稳定而设置了过低的电能量市场价格上限，那么需要通过其他机制(如容量市场、价格增量)补偿发电的固定成本。如果设置了较高的价格上限，则需要定期评估发电机组的收益，根据评估的收益适时调整发电报价上限，避免发电主体获得超额利润。

4）过渡方案

发电企业的计划电量合同可以作为一种过渡或补充的发电容量充裕性机制。在现货市场的全电量竞价模式下，可以将计划电量合同转为政府授权差价合约，在不影响实时调度效率的情况下给予发电企业一部分容量收益。从这个角度考虑，在发电容量充裕度机制未完善的情况下，不易过快放开发电计划。

实际市场设计中可以采取将政府授权差价合约与价格增量机制相结合的模式。初期的发电报价上限和价格增量上限水平可以设置在较低水平。随着计划发电量的放开，价格增量上限水平可以逐步提高，具体数值需要根据实际的运行情况进行测算。在价格增量较高的情况下，可以参考澳大利亚的单向封顶差价合约设计类似的合约交易，帮助市场主体规避高价风险。

总结

保证发电容量充裕性的问题在可再生能源比例逐渐增加的情况下变得更加重要。不同充裕性机制没有绝对的优劣之分，各有对应的适用条件。还有一些其他类型的充裕性机制，如固定电量合同、容量支付、战略备用机制，本文没有详细讨论，也各有其适用的情况。实际电力市场的设计中首先要根据市场的整体环境特点选择可行的机制，然后进行相关配套机制的设计并进行定量的分析测算。