电力现货市场配套容量机制的国际实践比较分析

2019年是我国电力市场化快速推进的一年，无论是经营性发用电计划完全放开，还是电力现货试点地区进入试结算阶段，都对我国的市场化建设具有“里程碑”意义。从电力现货市场试点试结算的结果分析来看，在大规模放开发用电计划背景下，基于变动成本竞争的电力现货市场，对发电企业回收全部投资形成了巨大挑战。同时，随着我国可再生能源的快速发展，确保灵活性调节资源容量充裕是保证可再生能源大规模接入后系统可靠性的迫切要求。因此，进一步完善电力市场价格体系，采用适当的价格激励机制帮助发电企业获得合理的投资回报、鼓励发电企业投资建设适合灵活性调节资源容量非常必要。从市场化的国际实践来看，先行国家已经进行非常有益的尝试。

（来源：微信公众号“电联新媒” 作者：陈大宇）

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我国电力市场化需要电源侧的容量机制

我国的电力体制改革正遵循《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号，以下简称“中发9号文”）确定的总体思路和基本原则有序推进。改革的重点内容之一是建立竞争性的电力批发市场，形成主要由市场决定能源价格的机制，目标是建立以中长期交易规避风险，以现货市场发现价格，交易品种齐全、功能完善的电力市场。

中发9号文颁布以来，以电力中长期交易为代表的电力市场化交易发展迅猛，兼之彼时正处于电力供给总体过剩的时期，电价水平降低明显，改革红利充分释放。但是这种市场化交易仅仅只是电能量交易，无法体现电力生产供需实时平衡的特性，竞争形成的价格并不体现不同时段电能生产成本和价值的差异，也无法给予为系统提供了差异化产品和服务的不同电源合理的成本补偿和回报。

为推动竞争性电力批发市场向纵深发展，建设体现电力供需实时平衡特性的电力现货市场势在必行。2017年8月，国家发改委、国家能源局批准8个电力现货市场建设试点，并于2019年6月30日前相继开展模拟试运行，现货市场建设加速推进。现货交易作为市场化电力电量平衡机制的补充部分，起到发现价格、完善交易品种、形成充分竞争的作用。发电企业在电力现货市场中进行的是时间尺度有限的短期决策。在短期决策过程中，往往不能实现全部投入的调整，而只能调整变动投入。因此电力现货市场是基于变动成本进行竞争的市场，发电企业在现货市场中通常基于自身发电生产的短期边际成本进行短期的产量决策。由此形成的电力现货价格以各时段满足电力负荷需求的短期边际成本为基础形成，能够提供电力商品时空价值信号，实现电力资源的短时高效、优化配置。但是，单纯的电力现货价格会使得边际机组的固定成本缺乏有效的回收渠道，也使其他参与电力现货市场竞争的机组的固定成本回收存在较大的不确定性。尤其是在以风光为代表的可再生能源发电占比不断提高的电力系统中，短期发电边际成本持续降低，固定成本回收的不确定性将增大。固定成本回收缺乏稳定预期，会使得发电投资风险增加，难以有效引导充足的发电容量投资，从长期来看无法保证发电容量充裕性，这将危及电力系统安全及电力市场稳定。

目前，随着“计划电量”的日益缩减，电力批发价格双轨制运行的逐步退出，这是全面建立竞争性电力市场的正确发展方向。但是，“双轨制”中“计划电量”和政府定价的退出，使得在市场供过于求时，发电企业失去了原本相对稳定的固定成本回收保障机制，面临的投资风险大幅增加；缺乏固定成本回收机制将使得发电企业对发电容量的投资意愿降低，有可能导致供不应求的局面出现，此时用户将面临电价大幅上涨的风险。因此，“双轨制”退出时，若无其他科学、合理的价格形成机制予以替代，从长远来看，将影响发电企业的正常生产运营和投资决策，最终影响整个电力系统的容量充裕和市场稳定，发用双方的风险都将大大增加。探索建立电源侧容量机制是解决这一问题，保障发电容量充裕和未来市场稳定的必由之路。电源侧容量机制也是完备的电力批发价格体系的有机组成，与体系中的其他价格形成机制一同来完整的体现不同功能定位的发电机组提供的差异化产品和服务的价值，实现发电资源的优化配置，这对包括水电在内的清洁能源占比日益增加的未来更为重要。

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电力市场先行国家的有益尝试

在建立竞争性电力市场的过程中，许多国家和地区都设计相应的电源侧容量机制。综合对国外实践的分析，主要的电源侧容量机制可归纳为：容量市场机制、稀缺定价机制及容量补偿机制三类，相应的典型实践包括英国和美国PJM的容量市场方式、美国德州市场的稀缺电价机制、智利的容量补偿机制。

英国和美国PJM的容量市场

英国实践。英国的容量市场机制是2011年7月提出的。政策出台背景是：未来10年（2011-2021年），随着老旧的燃煤发电站和核电站的陆续关闭，整个英国的发电能力将减少1/4；2050年英国电力需求增幅较大，预计增加30%-60%；低碳机组间歇性较强和调度灵活性较差的特点对系统的备用容量提出了较高要求，但由于其极低的运行费用，低碳机组发电容量的增加会挤占现有常规机组的发电空间，而导致很多非低碳机组过早地退出。为了更加可靠、经济地保障中长期的发电容量充裕性和促进能源低碳化，英国于2014年引入了容量市场，通过纠正市场失灵和容量价格来引导电源投资，避免发电装机容量的周期性过度过剩与短缺循环，以最经济有效的方式保证安全稳定的电力供应。

英国容量市场的范围包括英格兰、威尔士和苏格兰，不包括北爱尔兰。英国容量市场以拍卖形式进行，标的物为容量交付年系统所需的发电容量。拍卖对于任何一个容量交付年提前4年举行，包括一级市场和二级市场。除供应侧外，需求侧资源也可参与。容量价格通过竞价拍卖确定，所交易的容量由英国国家电网公司代表售电公司进行收购，中标的容量必须保证在系统需要时能提供电能，否则将面临处罚。

英国的容量市场主要分为五个环节进行操作：

一是由英国能源和气候变化部根据电力调度机构对满足系统长期可靠性标准所需容量的分析和系统尖峰负荷的预测结果，确定容量需求。

二是进行一级容量市场的拍卖。容量市场是技术中立的，除已经有差价合约，小规模发电的固定电价制度和可再生能源义务的容量外，所有现有的和新建的容量都有资格参加容量市场的拍卖。主市场（一级市场）是先于交付年4年的拍卖，满足绝大部分的容量交易。存量发电容量默认可得到1年后交付的容量合同，新改造的电站可以得到为期3年的容量合同，而更长的容量合同主要给新建电站。

三是开展二级容量市场交易。二级市场是先于交付年1年的拍卖，容量提供者可以在该市场中对他们的容量进行二次交易，实现容量调整。二级市场的交易可以是物理交易，也可以是金融交易。对容量提供者来说，二级市场是他们规避容量市场惩罚风险的重要工具。

四是竞标成功的容量提供者将在交付年得到相应的报酬。容量提供者需要履行在交付年有需要时提供能量的义务，否则就要面临与停电损失相关的罚款。

五是容量合同的费用由售电商承担，依据其交付年在电能市场中所占份额进行结算。费用由售电商经结算机构交给容量提供者，如果容量提供者面临罚款，它们的罚款也会经结算机构交给售电商。

英国能源与气候变化部与英国天然气和电力市场办公室认为预估容量市场的引入可以改善英国电力系统的可靠性。2014年6月，能源与气候变化部发布《容量市场影响评估》，指出容量市场减少了尖峰电价的发生。2014年10月，英国能源与气候变化部发布《实施计划影响评估》指出容量市场将为英国2012－2030年间带来至少6亿英镑正净现值的积极影响。

美国PJM实践。美国PJM市场建立后发现，在单一能量市场的环境下，有两种情况造成价格上涨：一是在能源价格上涨期间，价格由低效的边际机组的成本设定；二是在由于容量不足而导致的价格上涨期间，价格由失负荷价值决定。PJM 评估后认为，在当时的价格上限的限制下，新的峰荷机组远远不能收回其成本，造成发电企业普遍推迟对新建机组的投资，影响了未来电力供应的充裕性。由此，PJM提出建立可靠性定价模型容量市场来保障电力市场发电容量充裕性

PJM容量市场由多重拍卖市场组成，包括1个基本拍卖市场（BRA）、3个追加拍卖市场和1个双边市场。容量市场的成员由负荷资源和发电企业组成。PJM 区域内的存量机组，必须作为电源提供者参与基本拍卖市场。区外机组、规划中的机组、现存的或规划中的负荷资源，以及获得审批的输电扩容工程可以自愿选择参加基本拍卖市场。存量机组或负荷资源，如果没有参与基本拍卖市场的报价，则失去了参与任何一次追加拍卖的资格。在容量市场中获得出清的机组，必须参加相应容量交付年电能量市场的竞价。

PJM 将每年的6月1日至次年的5月31日，定义为一个容量交付年。基本拍卖市场在每个容量交付年的前3年的5月份举行。PJM 通过基本拍卖市场获得足够的容量，并将容量购买费用按负荷比例分摊给区域内的各负荷服务商（Load Serving Entity，可以理解为一个供电企业）。

在基本拍卖市场出清之后，随着时间的推移和信息的更新，在每个容量交付年之前，PJM的容量市场还通过3次追加拍卖来修正和协调市场变化的需要。

此外，PJM采用划分容量输送区域的方式来处理地区输电约束问题，划分容量输送区域基本思想是将传输约束地区和不受约束地区的价格分离开。

美国德州市场电力市场稀缺定价机制

德州市场仅有单一能量市场，没有容量市场。发电企业建造电厂的成本必须从发电和提供辅助服务的收益中来回收，直接将高市场价格作为容量机制。为了鼓励投资兴建新电厂，德州市场制定了一系列稀缺定价机制，在系统电能和备用稀缺的情况下提高电能价格。

德州市场实时结算价格由市场出清得到的节点边际电价加上运营机构事后计算的实时备用价格增量和可靠性部署价格增量构成，每15分钟计算一次。德州市场为三者之和设置了较高的价格上限，当前上限是9000美元/MWh。其中，电能量和辅助服务报价曲线的上限是7000美元/MWh，报价下限是-250美元/MWh。这样保证在电能和备用稀缺的情况下，出清价格会很高甚至高达9000美元/MWh。

按照德州市场定价规则，当系统备用过剩时，由于负荷停电损失概率较低，备用的价格很低，接近零。当备用短缺时，由于负荷停电概率很高，备用价格会迅速抬高。按照规定，当备用少于2000兆瓦时，电力市场的价格就会达到市场价格的最大值9000美元/兆瓦时。假设当时市场的能源边际成本是1000美元/兆瓦时的话，这意味着提供顶峰辅助服务的资源可以得到8000美元/兆瓦时的价格。

智利容量补偿机制

智利的容量补偿机制是通过监管机构制定的容量价格为发电企业提供容量补偿，帮助其回收固定成本。该容量补偿机制通过设定容量电价和计算可补偿容量来实施。从经济学角度看，智利容量补偿机制是运用经济性监管手段对竞争性发电侧现货市场的补充。

智利的现货市场与欧美等国的市场不同，所有发电企业不报价，只需上报可用容量及其运行成本（燃煤、燃气机组需提交燃料供应合同），发电侧现货市场运营中心审核其运行成本。现货市场以总发电成本最小为目标，基于某时点的系统负荷和机组发电边际成本进行安全经济调度，边际出清形成电能量市场价格。当由较高的变动成本设定市场价格时，变动成本较低的发电企业除了能够在现货市场回收其变动成本，还能够回收一部分固定成本；而市场中变动成本最高的机组只能从现货市场回收其变动成本。因此，为帮助发电企业回收固定成本，智利通过监管机构制定的容量价格为发电企业提供容量补偿，从而对竞争性发电侧现货市场起到补充作用。

智利容量补偿机制的操作流程分三个步骤：

一是制定容量电价。智利国家能源委员会决定容量电价。在智利国家能源委员会的领导下由独立顾问委员会每4年对容量电价的计算公式和计算常数进行一次测算，测算方法是基于系统高峰负荷期间运行的边际发电机组（一般是柴油发电机组）的投资成本，考虑投资回收周期、系统备用率、货币贴现率、通货膨胀指数、汇率等因素，确定容量电价。容量电价实施后，智利国家能源委员会每半年根据汇率、物价变化对容量电价进行一次调整。

二是确定每台机组可补偿容量。智利国家电力调度机构决定发电企业能够获得补偿的容量。智利的容量补偿机制并不是简单地直接补偿发电企业的装机容量，而是由智利国家电力调度机构按照一套完整的法定方法决定发电机组在负荷高峰时的可用容量，定义为可补偿容量。发电机组根据其可补偿容量及可用性获得月度容量补偿，发电企业的总收入等于其电能量收入和容量收入之和。

三是进行容量补偿费用结算。智利国家电力调度机构只提供容量补偿的清算依据，发电企业自行进行容量补偿结算，发电企业依照可补偿容量获得容量补偿，同时发电企业也按照购售电合同在系统负荷最高时段的用电负荷来支付相应的容量费用。

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国外容量机制设计比较分析

合理的电源容量机制能够引导在适当位置建设适当类型和适当水平的发电容量，降低相应能量市场所存在的风险和市场力。上述三种机制的优缺点如下：

稀缺电价机制：理论上讲，稀缺定价机制需要的监管干预措施是最少的，其市场设计也简单透明。在单一电能量市场中，不需要规定容量需求，系统可靠性和电源投资水平由市场参与者根据市场条件而非法规要求来确定。同时，该方法不需要依赖额外的机制来支付容量。但是，这种方法可能会出现负荷削减现象或价格飙升现象，其实现长期发电容量充裕性的能力仍然面临巨大的不确定性和公共政策风险，这对于政策的制定者、执行者，以及市场参与者都是严峻的考验；稀缺电价仍仅反映短时的供需，会给系统长期容量充裕以及发电投资带来较大的风险。此外，失负荷价值和稀缺定价机制仍需通过类似行政的手段确定，计算困难。

容量市场机制：容量市场以市场竞争的方式形成容量价格实现发电容量成本回收，是竞争性电力市场的有机组成。容量市场机制有一个目标容量水平，且容量价格在不同的容量需求变化下产生波动，有利于发电企业根据负荷变化情况进行投资决策，也使得平均投资成本不会过高，最终降低终端用户的电价。但是，该机制的核心是装机容量需求曲线，表征容量电价与总容量的函数关系。该曲线主要根据过去的运营经验制定，主观随意性较大，如果不能如实地动态反映在不同容量充裕度水平下发电容量的真实价值，对最终市场形成的容量电价水平影响极大。同时，容量市场的设计在理论与实践上均需进一步完善，需要在系统预测、市场管控等方面具备较扎实的基础。因此，在当前我国电能量市场建设仍处在起步摸索的阶段，进一步建立容量市场缺乏必要的技术储备，存在较大的障碍。

容量补偿机制：容量补偿机制是对发电企业的装机容量或可用容量进行直接补偿以刺激发电投资的方法。在该机制下，由政府或监管机构根据负荷预测、对用户停电损失的评估、要求的系统可靠性水平和发电机组的可用性等因素，确定容量电价。发电企业按其装机容量或可用容量获得收入，所能引导出的装机容量大小由市场确定，成本由用户承担。实践中，容量补偿机制通常是在政府相关主管部门的指导下，通过对单位容量补偿标准和各发电机组可补偿容量的核算，实现对发电容量成本的合理补偿。该机制具备较好的理论基础，国内外均有成功实践，可以促使发电企业保持机组的可用性，促进电能市场竞争，能够有序引导发电容量投资，优化资源配置。其主要缺点在于类似核定容量电价，“市场化”的味道可能不足。

世界多数国家和地区电力市场建设实践均表明，在建立竞争性电力批发市场的过程中，配套相应的电源侧容量机制，能够给予发电容量投资回收一个相对稳定的预期，起到保障电力现货市场的平稳运行和中长期交易的正常开展的重要作用。前述三种容量机制具有明显的适用条件，稀缺定价机制要允许系统短时出现极高的价格尖峰，主要适用于社会对高电价风险承受力强的地区。容量市场以市场竞争的方式形成容量价格实现发电容量成本回收，是竞争性电力市场的有机组成，主要适用于电能量市场发展已经相对完善的国家或地区。容量补偿机制是在政府相关主管部门的指导下，通过对单位容量补偿标准和各发电机组可补偿容量的核算，实现对发电容量成本的合理补偿，主要适用于电力市场发展初期，经济社会和金融市场仍欠发达的地区。

立足我国基本国情，结合我国电力市场发展进程，容量补偿机制可作为我国现阶段发电容量成本回收机制的选择，实现向竞争性电力批发市场的平稳过渡。未来，随着国内电力市场环境的逐步成熟，可在取得的实践经验基础上，探索更加适合我国国情的容量成本回收机制和方法。

本文系《中国电力企业管理》（上旬刊）独家稿件，作者就职于华能集团有限公司技术经济研究院。