适应“十四五”可再生能源发展的发电容量成本回收机制设计

摘要：随着高比例大规模可再生能源进入市场，一年中的部分时段批发电价趋近于零，个别低谷时段的大量风电还会导致负电价，市场价格信号失灵，无法吸引对可再生能源所必需的备用容量和储能等方面的投资。

（来源：微信公众号“能源研究俱乐部” ID：nyqbyj 作者：张冠华 陈大宇）

“十三五”期间，我国风电、光伏发电产业实现快速规模化发展，取得显著的成绩。风电累计装机规模已连续九年位居全球第一，光伏装机连续四年位居全球第一，培育了一批全球领先的风电、光伏制造企业，形成了完整的、具有国际竞争力的风电、光伏产业链。以风电、光伏发电为代表的可再生能源显现出从替代电源向主流电源发展的喜人态势。

“十四五”时期，煤电等调节性机组由电能量生产者向系统调节服务提供者的角色转换将进一步加快。我国可再生能源将继续保持高速发展，装机与发电量占比都将持续提高，与此同时，以煤电为代表的调节性机组整体利用小时持续下降的可能性很大。

在市场环境下，继续采用单一制的电能量价格将不利于整个电力行业的发展。从电力系统运行技术发展的趋势来看，可再生能源发电在系统出力的穿透率上升，将对系统的灵活性，主要是对快速爬坡能力和容量备用提出前所未有的高要求，不但需要存量机组进行改造，还需要投产调节性能更好的新机组。然而，现行电源侧电价机制执行的是单一制电能量价格，随着利用小时的下降，电源项目的投资回收逐渐遇到障碍。同时，随着电力市场化改革的快速推进，电源侧激烈的竞争导致电能量价格进一步下降，煤电等调节性机组陷入大面积的经营困难，在大规模高比例可再生能源集中并网、穿透率不断提高的云南、甘肃等省份，已有煤电企业陆续破产。继续采用单一制的电能量价格，既不利于引导投资主体投资建设高调节性能的新机组，也不利于存量机组进行灵活性技术改造，长此以往会造成“十四五”电力系统整体灵活性下降，消纳可再生能源技术能力下降，最终影响可再生能源的持续健康发展。

2020年是“十四五”规划谋篇布局之年，设计适应可再生能源发展的发电容量成本回收机制对进一步深化电力体制改革具有重要意义。为实现中发9号文提出的构建有效竞争的市场结构和市场体系，形成主要由市场决定能源价格的机制的目标，需要进一步做好市场机制设计，使可再生能源与传统能源实现更和谐的发展。从国际看，部分国家已进行的有益探索，将对我国建立健全发电容量成本回收机制提供重要参考价值。

一、适应可再生能源发展的发电容量回收机制的国际经验比较

从各国实践看，在有大量间歇性和资金密集型电源的电力系统中，单一电能量市场很难实现发电容量回报的需求。随着高比例大规模可再生能源进入市场，一年中的部分时段批发电价趋近于零，个别低谷时段的大量风电还会导致负电价，市场价格信号失灵，无法吸引对可再生能源所必需的备用容量和储能等方面的投资。为应对发电（调节）容量充裕性问题，各国从理论和实践开展了一系列探索，主要分为电能量市场、容量市场和行政管制等三种解决途径，最具代表性的做法分别是稀缺定价机制、容量市场和容量补偿机制。

稀缺定价机制是不设置容量市场或容量机制，依靠单一电能量市场解决发电资源充裕的一种方式，该市场不设上限价格或者上限价格很高。在系统电能量和备用稀缺的情况下，电能价格能够快速大幅上涨，通过短时高价格满足电源回收投资的需要，用以鼓励投资新建电厂。美国德州、加拿大阿尔伯塔和澳大利亚电力市场均采用了稀缺定价机制。以美国德州电力市场为例，在稀缺定价机制下，负荷尖峰时段如出现备用短缺，结算价格由市场出清的节点边际电价、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，监管部门为三者之和设置价格上限9000美元/MWh（约合63元人民币/千瓦时），运行的机组通过高电价获得较高收益。尖峰机组单位容量（千瓦）允许收益上限为300美元/年（约2100元/千瓦）。

容量市场是一种为容量定价的市场机制，是在单一电能量市场之外设置的新的市场，用以保证电力系统达到明确的可靠性标准，以英国容量市场和美国部分区域容量市场最为典型。英国为实现中长期的发电容量充裕性、促进能源低碳化、纠正市场失灵等目的，在2014年建立了容量市场。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（预测确定），通过容量价格引导电源投资，避免发电装机容量的周期性过剩与短缺循环，以经济有效的方式保证安全稳定的电力供应，容量费用由英国国家电网向售电公司收取，支付给中标的发电企业。美国的6个电力批发市场中，PJM、NYISO（纽约市场）和ISO-NE（新英格兰市场）设有容量市场。其中PJM建立了可靠性定价模型（RPM），以节点为基础，要求售电公司提前3年购买“容量信用”来抵扣预测的需求尖峰以及15%的备用容量，发电和售电企业都必须按年度售出或购买容量，容量资源所承担的义务也以一年期记。PJM的容量市场与电能量市场紧密结合，发电企业效益主要基于全部收入能否覆盖所有成本。PJM容量市场在可靠性、灵活性和竞争性方面发挥了有效作用，为可再生能源穿透率提高带来的问题提供了一个有效的解决机制。

容量补偿机制是由监管机构制定容量价格和可补偿容量，为发电机组回收固定成本的一种具有行政色彩的容量成本回收机制。主要在政府或监管机构的指导下，根据负荷预测、用户停电损失评估、系统可靠性标准和发电机组可用性等因素确定单位容量补偿标准和各机组可补偿容量，从而对发电容量成本进行合理补偿。较为典型的是智利电力市场容量补偿机制，通过经济性监管手段对竞争性发电侧现货市场进行有益补充。发电机组根据可补偿容量和补偿价格获得月度容量补偿，总收入为电能量收入与容量收入之和。其他用行政手段设定的容量机制还有西班牙实行的容量费、瑞典和芬兰实行的战略备用机制等。这些机制的区别在于容量费和战略备用机制通常只覆盖部分市场，将容量机制限制于无法在常规市场里收回全部成本的发电机组，其余部分发电容量回收还要取决于单一电能量市场价格。容量补偿机制可以覆盖全市场，对所有提供可信容量的机组进行补偿，一定程度可以避免由容量机制或市场投资激励预测误差引起的市场价格扭曲。

二、国际经验对我国发电容量机制建设的适用性分析

我国的国情要求加快建立发电容量成本回收机制。与发达国家电力需求已进入低速增长的饱和发展阶段不同，我国正处于经济、社会与能源的多重转型增长期，电力需求预计仍将维持中高速增长，由于用电负荷特性的快速变化（居民和第三产业用电快速增长），叠加电源侧高比例可再生能源出力的不稳定性，电力市场价格出现大幅波动的可能性上升，单一电能量价格信号在激励新增电源投资、保障电力长期平稳供给方面难以发挥作用，市场化与清洁化双重要求增加了我国发电容量机制建设的紧迫性。

中发9号文印发前，我国电源侧采用单一电能量价格的上网电价机制，发电企业通过获得基数电量指标，执行标杆电价的方式，实现对发电容量成本的补偿。中发9号文印发后，随着市场化交易规模的不断扩大，通过基数电量和标杆电价回收发电容量成本越来越少，发电企业普遍面临经营亏损风险。还要注意到，电力现货市场加速推进使得发电容量成本回收问题面临更为严峻的形势。首批现货试点的试结算运行结果表明，现货市场建设初期，现行中长期交易机制仍不完善。在以更好消纳可再生能源为突出特点的现货市场交易中，现货价格出现了持续走低，用户签订中长期合同意愿大幅降低，一旦现货价格出现大幅波动，可能导致未签订中长期合同的发电企业和用户暴露在亏损的风险中，危及电力市场的持续运行和长期的发电容量充裕性。

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发电容量成本回收机制适用性比较

从发电容量回收机制的国际实践经验来看，三种实施路径各有其特点与适用性（见表1），需要从效率、实施成本、市场发展兼容性等方面综合分析，研究建立最适合当前市场发展阶段的发电容量成本回收机制。

从效率方面看，行政手段决定的容量回收机制通常被认为市场效率较低，容量市场、电能量市场模式引入了市场竞价过程，有助于实现最低成本提供备用容量。

从实施成本看，由于单一电能量市场是市场设计的支柱，稀缺定价机制和容量补偿机制相对容易实施，而建立一个全新的容量市场，可能带来更多的市场设计和兼容性问题，例如市场力和对容量可用性的监管控制。因此，容量补偿机制可能在很短时间内实施，但是容量市场则可能至少要5～7年才能实现，实施成本较高。

从市场发展水平看，当前我国电能量市场建设仍处于起步摸索阶段，进一步建立容量市场缺乏必要的技术储备，存在较大的实施困难；同时，出于与现状的平稳衔接及各种公共政策需求，若我国实施稀缺定价机制，则价格上限的设定很可能远低于合理水平，难以解决容量成本回收要求。

表1 各类发电容量成本回收机制的特点对比

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我国实施稀缺电价机制可能面临的问题

一是稀缺定价机制下监管难度较大。稀缺定价机制允许发电企业通过时段性高电价实现容量成本的回收，电力用户要面对可能出现的时段性高电价。此外，电力市场中的发电企业（尤其是市场份额较高的发电企业）有可能行使市场力，通过物理持留、经济持留等手段改变市场价格，使之偏离市场充分竞争情况下所具有的价格水平。稀缺定价机制下，监管机构难以区分高电价是由合理的市场行为还是发电企业的市场操纵所导致，给市场监管带来一定的难度。

二是稀缺定价机制下的投资环境具有较高风险性，难以满足我国持续增加电力供应能力的需要。电厂投资巨大、建设周期较长，发电企业需承受较高的资金成本，在较长的时间内实现投资的回收，投资回报受到诸多因素影响，如电价走势、其他发电企业的投资计划、技术革新等。稀缺定价机制下，剧烈波动的市场价格很难给发电公司提供清晰、一致的投资信号，增加发电企业投资风险，降低投资信心。

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我国实施容量市场机制可能面临的问题

一是系统预测能力不足。容量市场需要由市场运营机构设定长期容量需求和短期备用需求，如果需求预测不准确，将给市场带来错误的指向。我国当前基于容量市场的长期容量需求与短期备用需求预测研究能力亟待增强，缺乏相关历史数据的积累及理论和经验储备，在保障容量市场正常运行方面存在较大困难。而系统预测能力的不足，不仅会对发电企业的收益产生较大影响，甚至会影响到电力系统的安全稳定运行。

二是信息公开程度有待提高。容量市场要求市场运营商提供长期的供需信息，为发电企业进行容量报价提供参考，还需要配套长期的充裕性评估机制，并及时发布。在这种情况下，市场信息作为一种公共资源，对于发电资源的高效配置具有至关重要的作用。而我国的信息公开工作起步较晚，无论是在法律制度、思想观念及实施过程中都存在较多空白，可操作性不强，公开范围有限，市场主体获取信息还比较困难，难以通过容量市场实现合理的容量成本回收，将导致发电企业的权益间接受到损害。

三是市场管控能力不足。容量市场机制需要对市场的报价、出清进行严格的市场力监控，防止市场主体在容量市场中滥用市场力、扰乱市场秩序、损害社会福利、影响容量市场的稳定运行。参考国外电力市场经验，市场力的管控既要用法律手段来规范，也要结合市场的整体设计，因地制宜。当前我国《电力法》未对市场力做出明确规定，对市场力管控的法律依据不足；同时我国市场建设正在深入推进中，如何在有效控制市场力的情况下推动市场的发展，是当前亟待解决的问题。因此在市场力管控能力有限的情况下，推进容量市场建设也存在一定的难度。

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容量补偿机制适合当前阶段发展需要

容量补偿机制能够保障容量电价长期稳定（行政确定）、对终端电价影响可控、实施成本和风险较低，主要缺点是“市场化”程度不足，但这与我国处于电力市场建设初级阶段的国情相适应。此外，现阶段我国电改措施从出台到落地，还需要一定的行政性措施保障，容量补偿机制正是一种行政性较强的机制。从国际实践上看，近十年智利容量电价波动范围在7～13美元/千瓦•月之间，基本保持长期稳定。

实施容量补偿机制，有利于我国实现从计划到市场的平稳过渡。该机制能在一定程度上保障发电容量成本回收、激励发电投资，提高发电企业参与市场的积极性，保证电力市场长期稳定运行，实现在市场化机制下推动可再生能源更好地消纳和发展的目标。从当前部分省份的实践来看，煤电长期备用补偿机制是对容量补偿机制的重要和有益探索。

三、“十四五”时期我国发电容量补偿机制方案设计

容量补偿机制不同于容量市场和稀缺定价机制，是一种适用于市场化初期的过渡机制，契合当前我国电能量市场尚不完善的大背景。我国有过十余年标杆电价制度的探索和实践，积累了丰富的经验。容量补偿机制类似标杆“容量价”，改标杆综合电价为标杆“容量价”，在我国有广泛的行业基础和行政经验，能够短时间建立起来，可在“十四五”时期充分发挥作用。

我国发电容量补偿机制方案，可在政府相关部门和监管机构的指导下设计实施，通过该机制，对包括可再生能源和煤电在内的各类发电机组有价值的容量给予合理的经济补偿，体现出不同类型机组的容量价值差异，为发电投资提供相对明确的收入预期，引导发电容量有序优化配置，保障发电容量的长期充裕和市场的稳定，实现可再生能源和各类电源共同发展、协调发展。具体设计可分为如下三个步骤：

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计算（折算）可补偿容量

可补偿容量是指能够按照核定的容量补偿标准（容量电价）获得补偿的发电容量，其物理意义相当于自然（铭牌）容量中能够确保系统可用的容量（有用容量）。可补偿容量需分电源类型核算，计算过程分为三步。

第一步计算（折算）各机组的初始容量。初始容量的计算主要体现各类机组的技术经济特性决定的发电出力，例如煤电机组的初始容量主要体现燃料可用性（缺煤时长）对机组出力的影响；水电机组的初始容量主要体现径流、库容、梯级水力联系等对机组出力的影响，需要分别计算不可调节分量和可调节分量，用以量化具有库容调节能力水电机组的调节性能；核电机组出力稳定，受燃料可用性影响小，其初始容量可用铭牌容量表示；风电、光伏初始容量可取近五年平均发电功率、系统n个负荷最高时段对应出力均值中两者的最小值，作为初始容量。

第二步计算（折算）各机组的可调容量。可调容量的计算主要反映各机组的生产运行管理水平，是在计算（折算）得到各机组的初始容量后，进一步考虑各机组的检修计划、强迫停运及厂用电水平等因素，对各机组的初始容量进行折算，计算得到各机组的可调容量。

第三步计算（折算）各机组的可补偿容量。可补偿容量的计算主要为了反映发电容量与市场需求之间供需关系，对容量价值的影响。方法是用系统峰值负荷与所有机组总可调容量之和的比值，乘以各机组的可调容量，最终得到各机组的可补偿容量。各机组依据可补偿容量及容量补偿标准（容量电价）获得容量补偿。

当前我国电力调度机构具备上述可补偿容量计算所需要的基础数据，该模型和方法具备应用基础。可补偿容量的计算思路主要体现各类发电机组“有用”的容量及系统的容量需求，能够兼顾供需情况。

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确定容量补偿标准（容量电价）

容量电价水平决定了单位可补偿容量的补偿标准，常用的方法有会计成本法和边际成本法。

会计成本法是传统的、常用的定价方法。采用会计成本法通常是核算在运机组的年固定成本支出，以此成本为基础计算各机组单位（可用）容量成本水平，或计算系统平均单位（可用）容量成本。2002年东北区域电力市场容量电价即采用该方法。会计成本法确定的容量电价，能够反映系统发电资源沉没成本的回收需求，能够补偿存量发电机组的容量成本，但对未来发电投资的引导作用不足。

采用边际成本法确定容量补偿标准，即通过确定未来一段时期内满足系统调节性能和稳定供应的边际机组类型，按一定的年化收益率将其标准投资折算到每一年，形成每年需要回收的容量费用，即年度容量电价，无论何种类型机组的单位可补偿容量，均可获得相同的容量电价。由于边际机组的选择，是采用对未来一段时期的预测确定，所以能够引导未来投资和资源优化配置的作用，相对会计成本法更适用负荷仍在快速增长的我国电力工业。可以看出，边际成本法要首先确定系统的边际机组，再以此边际机组为基础，确定系统的发电容量边际成本。具体确定过程中，发电容量边际成本要以中长期负荷预测、供电可靠性标准、年费用最小的电源扩展规划方案以及系统以最优方式运行为前提。

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结算容量电费

各发电机组依据制定的容量补偿标准（容量电价）及可补偿容量获得容量电费。容量电费计算及结算方式需要与各市场模式及相关规则相匹配。当前我国电力市场较为可行的方式为：每年末，根据当年市场供需形势分析和来年预测，选择边际机组，计算容量补偿标准（容量电价）；按照来年最大负荷（含备用等）的预测及各类机组可用性分析结果，计算各机组可补偿容量；依据上述容量补偿标准（容量电价）和系统总可补偿容量预测结果，计算系统总容量电费，将该总容量电费计入销售电价，向各类终端用户收取；在实际执行年的每月初，依据上月实际最大负荷（含备用等）及各类机组的实际可用性，计算各机组可补偿容量，乘以容量补偿标准（容量电价）支付各机组上月容量电费；实际支付容量电费与通过销售电价实现的容量电费之间的偏差在下一年度容量电费中统筹。

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与其他电价机制的衔接

若建立容量补偿机制，电能量市场、辅助服务市场、容量补偿机制等将构成较为完备的电力市场价格体系。三者之间的衔接关系如下：原有的“单一制标杆电量电价”演变为“标杆容量电价”；电能量市场的竞争将真正转变为短期边际成本的竞争，价格上限由边际机组的变动成本决定；容量补偿机制与电力辅助服务市场保障不同时间尺度发电容量的充裕性，为发电企业提供不同成本的回收途径。

在我国能源转型的过程中，传统能源与可再生能源的角色和责任将发生结构性变化，在进行电力市场设计时，同步规划建立配套的容量成本回收机制，为传统电源提供备用容量而非电量的功能给予额外、稳定的收益，对平稳转型至关重要。从“十四五”可再生能源的发展趋势和当前电力市场建设情况来看，建立容量补偿机制所需的理论和实践基础相对扎实，可以作为我国现阶段适应可再生能源快速发展的发电容量成本回收机制首选方案。在具体推行中，可针对各省（市、区）电力系统的实际状况进一步修改完善，实现向竞争性电力批发市场的平稳过渡。未来，随着市场环境更加成熟，还可继续探索更具中国特色、更加市场化的容量成本回收机制和方法。