北美容量定价机制下中国的选择

竞争性容量市场出清价

电厂在容量市场中的报价通常反映了电厂的容量成本和在现货市场中的预期利润。因为容量成本(比如土地和环境成本)、现货市场收入（节点价格等）和竞争程度均与当地具体情况密切相关，容量市场出清价因此可能差别很大。甚至在同一市场，不同的区域也可能有非常不同的容量价格。图3列出了几个市场和同一市场的不同区域的容量价格。可以看出，在过去的几年中，容量定价在不同地区大小不一：从接近于每年0美元/千瓦到高达每年160美元/千瓦。

吸引电厂投资

竞争性容量市场在PJM、纽约和新英格兰地区起到了吸引电厂投资的重要作用。尽管面临燃煤机组因环保规则趋严和成本劣势而逐渐退出市场，新的燃气机组却在容量收入的支持下源源不断的加入。在德克萨斯和阿尔伯塔，新的燃气机组在高能量价格的支持下也不断增加。（图4展示了几个市场从2008到2018年的新增燃气机组）可以看出北美几大容量市场和纯能量市场的新增燃气机组在过去的10年中一直源源不断的增加。各地的容量裕度始终保持在合理的水平（15%-20%）（注：德克萨斯没有可靠性容量裕度要求）。

竞争性容量减少甚至消除稀缺价格

容量市场是为解决“缺失的钱”的问题而设立，但它反过来可能更进一步加剧“缺失的钱”的问题，因为它会降低现货价格，尤其是稀缺价格。（图5列举了三个市场在2018年日前市场的前10%最高出清价）可以看出，在有容量市场的纽约市和PJM的RTO区，日前市场价在前35个小时远远低于没有容量市场的德克萨斯州的休斯顿市。而且纽约市和PJM的价格远远低于其1000美元/兆瓦时的价格帽。容量市场对现货稀缺价格的拟制作用相当明显。

换一个角度看，休斯顿市的高价也恰恰反映了纯能量市场中少数几个小时的高价对电厂的收入是何等重要。如果政府决策者无法容忍高电价（甚至是短暂的高电价），容量市场或其他容量定价方式是必然选择。

面临的挑战

目前北美容量定价机制面临两个突出的问题：一是可再生能源带来的挑战。二是混合市场带来的高成本（安大略省）。

可再生能源的间歇性和不确定性给系统安全带来了严重挑战，也给传统电力市场造成困扰。目前现货规则的主体架构是20年前基于相对稳定的负荷需求和以煤/气机组为主要电源而设计的。大量含补贴的可再生能源进入市场一方面压缩了传统电源的利润空间，也对系统的灵活性提出了更高的要求。尽管容量市场补偿了传统电源在能量市场中的部分损失，但对高灵活性电源通常并无特别优惠。因此，如何保证购买足够的高灵活性容量成了迫在眉睫的问题。

鉴于核电在能量和容量市场的收入并不足以维持其生存，而部分州政府又必须完成其低碳目标，这些州也开始对核电设施发放补贴（比如纽约的零排放补贴Zero Emission Credit 或ZEC）。和可再生能源补贴一样，对核电补贴对容量市场造成了相当的困扰，因为其他传统发电资源并无此额外收入来源。各地区因此正在研究改进容量市场规则，以减轻甚至完全避免补贴对容量市场产生的副作用。

安大略省的混合市场也为现货市场的可持续运行带来了挑战。一方面是因为竞争的不充分而带来的高成本，另一方面是长期合同（一般20年）带来的不灵活性。虽然合同签署过程是一个公开竞价过程，但因为缺乏参与和信息不对称，竞争并不充分。事后来看，合同容量成本已经远远高于其他相邻市场的竞争性容量成本。而且，长期合同的财务风险完全由用户承担，没有竞争性市场所有的风险分摊机制（容量费有效期通常以一年为期）。

另外，竞争容量市场设计变得越来越复杂，管理程序越来越多，变得越来越难以理解。

一个适合于中国国情的容量定价机制

中国与北美相比，有几大不同之处。首先，北美系统规划（包括电网和电源）职能尤其是清洁能源标准主要归省/州一级政府或其代理机构，而在中国，很大一部分职能在国家层面。全国性的电源规划（比如中/西部大水电）和可再生能源政策对某些受端省份自行设立容量目标构成挑战。第二，北美各州/省基本上都有成熟的售电体系，容量责任归属很容易明确。而在中国，电改才刚刚起步，许多利益关系包括收费标准都没有厘清。第三，北美现货市场运行多年，能量市场价格和边际发电资源成本相对透明，容量产品的定义相对清晰。而在中国，现货还处于试运行阶段，市场设计还有很多改进空间，容量产品定义和定价比较困难。第四，北美监管体系相对完善，市场观念深入人心，推动容量定价机制比较容易被广大市场参与主体接受。而在中国，监管责任重叠，企业责任不明，新的容量定价机制可能受到诸多利益攸关方的制约。

这些国情决定了中国的容量定价机制将与北美有很大相同。除了借鉴国外经验和教训外，中国有必要探索一条符合国情的容量定价道路。

进一步完善现货市场规则设计

正如其他国家的成熟市场所证明，一个成功的容量市场是建立在一个成熟的能量市场基础上。“缺失的钱”的起因除了可靠性容量要求和经济性容量要求不一致外，还有其他许多原因。现货市场要尽量有针对性的解决已发现了的问题，保证能量价格更合理地反映真实成本，努力将“缺失的钱”的问题解决在源头上。

因此，中国应该首先注重完善现有的现货市场试点，纠正已发现的错误。现货市场设计涉及电力系统的方方面面，对设计人员的素质要求非常高，也对软/硬件的质量要求苛刻（尤其是在集中式市场），对监管人员也是巨大挑战。如果条件暂时不具备，应该给予试点省份更多的时间。待一个或多个试点成功后，再将成功的案例在全国推广。一个糟糕的现货市场设计往往比没有现货更糟糕。

厘清全国性战略电厂与省级容量需求的关系

在容量市场建立前，要进一步明确全国性战略电厂与受端省份（比如三峡电站与浙江/广东）的关系。全国性战略电厂的建设是基于国家发展战略，尽管多方受益，但受端省份可能因为享受可靠且便宜的电源而受益最大。因此受端省份有责任负担电厂的相关容量费用。但因为战略电厂的建成与运营并非完全基于经济性，不存在关停的问题。因此，其收入必须受到保障，容量费与电能费短期内完全分开可能并无必要。

如果受端省份设立各自的容量市场，受端省份必须与国家主管机关、国家电网/南网等确认可送容量。这点在外来电占比较大的省份尤其重要，因为外来容量的少量变化（比如1%）就会对受端省内的系统可靠性和内部容量需求产生重大影响，进一步影响省内容量价格。

短期内（现货市场成功运行的3~5年内）以容量付费为宜

如前所述，短期内，改进现货市场设计和促进短期效率应该为工作的重中之重，毕竟在源头上解决问题通常最为有效。竞争性容量市场可在积累更多的现货运行经验基础上再予以施行。从目前国内现货试运行看，3、5年内现货市场很难成熟。但是，竞争性容量市场的前期研究工作却非常必要，而且也应该尽快展开。

鉴于国内目前普遍供过于求并且现货价格过低，在竞争性容量市场展开前，可以考虑给与电厂一定的容量补偿。容量补偿必须基于实际有效容量，费用标准可以根据典型边际机组的成本和预期现货市场收入来核算（也可以每月采取类似于加拿大安大略省的事后核算）。当然，还必须有惩罚性措施，保证在系统供需特别紧张时，购买了的容量能够及时提供电源。毫无疑问，这种补偿机制见者有份，并非促进长期效率的机制。因此，它只能作为过渡性措施。

广东对高成本（燃气）机组的补贴也可以看作是对特定电厂的容量补偿机制。但广东的做法是基于实际发电量，这样会强烈扭曲电厂的报价行为，因为发电越多补贴越大。建议广东将容量付费与实际发电量分离，这样电厂会根据自己实际成本在现货市场合理报价，因此不会造成社会效益损失（即高成本机组不会先于低成本机组受到调度）。

在中长期交易和现货交易中，目前一个的常见现象是“恶性竞争“，即电厂报价往往低于其短期可变成本，导致成交价过低。形成此一现象的原因可能很多，有主观的，也有客观的。主观的有对规则的不熟悉、电厂/公司考核仍旧以发电量为主等等，客观的有场外补贴和行政干预。但也可能是真正的机会成本低于短期可变成本，比如燃煤机组为避免晚间停机和热电联产机组避免供热时下调出力而报低价。

不反应真实机会成本的“恶性竞争“是从计划到市场的转型阵痛，没有必要过于担心。如果电厂/公司亏损太多，主管人员的考核便会出问题。时间一久，“恶性竞争“也就自然减少甚至消失了。但由于国内电厂（尤其是国有电厂）承担了很多社会责任（比如就业和退辅安置），利润并非其唯一目标。在没有配套措施前，“恶性竞争”也许会持续相当长的一段时间。但是，“恶性竞争”又会使“缺失的钱”的问题更加突出。因此，国内可以参考短期实际成本和机会成本设定一个合理的地板价，适当控制“缺失的钱”的问题。

中长期（现货市场成功运行3~5年以后）建立竞争性容量市场

长期来看，竞争性容量市场是电力市场发展的大方向，这从在世界各国逐渐接受容量市场可见一斑。容量市场与其他容量补偿机制相比，最大的好处也许是通过公开公平的竞争，让所有市场参与主体、所有技术都处在同一起跑线。这有助于低成本的机组和新技术的加入，最终降低电力系统容量总成本。北美的容量市场除了吸引了高效率的新燃气机组加入外，也促进了新技术的开发和应用，比如需求响应的数字化使得小用户也可以集合参与、新储能技术的开发和迅速推广、可再生能源效率的进一步提高等等。（本文仅代表作者个人观点）

注1：为简单起见，我们将能量、备用和调频市场统称为能量市场。

注2：阿尔伯塔省的市场监测机构（MarketSurveillanceAdministrator）有一个报价指南，但本质上不是一个市场力控制机制。报价指南允许电厂按长期边际成本（包括容量成本）报价，而非短期边际成本。

注3：比如在阿尔伯塔省，2/3的用户是由当地配电公司托底。法律规定，其零售价格必须与当月的期货价格挂钩。

注4：容量要求通常依据可靠性标准用蒙特卡罗模拟来测算。输入信息包括（但不限于）需求预测、机组故障率、计划维修、可靠性能源、主要输电断面，等等。

本文刊载于《中国电力企业管理》2020年3期，作者系本刊特约撰稿人