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02
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。
03
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。
04
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:
01
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。
02
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。
03
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。
04
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。
原文首发于《电力决策与舆情参考》2020年1月17日第3、4期
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