北美容量定价机制下中国的选择

自2015年电改9号文发布以来，我国的电力市场改革已经跨过了数个里程碑。到2019年9月为止，所有八个现货市场试点省份均已完成试结算甚至实际周结算。总体看来，现货价格的时间和位置信号已经初步体现，市场参与主体对现货市场有了充分的认识，用户对现货市场可能带来的低电价充满着期待。市场设计人员和主管机构接下来的主要工作将是如何进一步完善现货定价机制并促进现货与中长期交易的有效衔接。

（来源：微信公众号”中国电力企业管理“ ID:zgdlqygl 作者：何爱民）

但是，目前的现货试点也暴露了大量的问题，包括法规不健全或不适应现货市场建设需要、监管架构和管理方式过时、规则设计人员和监管人员经验不足、配套软/硬件不足、现货市场定价与政府强制性降电价目标不协调等等。所有这些问题集中导致了部分市场的规则设计随意且混乱、设计目标相互冲突、监管方法简单粗暴。可以预见，在未来的几年里，电力市场很可能仍旧是一个充满风险的市场，无法真正达到中、短期内改善效率的目的。

而且，由于市场总体供过于求，现货价格接近边际机组的短期可变成本。在煤电机组继续占主导地位并为边际机组时，正如试运行显示一样，现货价格因此会波动不大，降低了利用中长期避险的意愿。低现货价格也直接导致了用户不愿意以高于现货价购买中长期合约。但另一方面，电厂却不愿意以短期可变成本的现货价出售合约，因为短期可变成本定价将导致企业长期投资成本无法收回，进而亏损，中长期交易市场可能因此无以为继。如果这一趋势持续相当长的一段时间，在缺乏相关配套措施的情况下，发电资产可能最后就只剩下低价抛售或关停这一条路了。大量机组的提前关停反过来又威胁到电力系统的安全可靠性，无法促进资源的有效配置。因此，在现货市场外再制定一个合理的容量定价机制非常必要，而且也相当紧迫。

北美容量定价机制的种类

从已有的现货市场来看，世界上并没有一个放之四海而皆准的标准容量定价机制。合适的容量定价机制通常与当地的监管历史、资源禀赋、市场结构、以及市场参与主体的接受程度密切相关。评价一个容量定价机制的好坏必须从当地的实际情况出发。

北美(本文仅讨论美国和加拿大)共有9个集中式现货市场：PJM、纽约、新英格兰、MISO、SPP、加利福尼亚州、德克萨斯州、安大略省和阿尔伯塔省。九地的容量定价机制可以粗略地分为四类:纯能量市场、容量市场、混合市场和纵向一体化市场（见图1）。

纯能量市场：德克萨斯州和阿尔伯塔省

德克萨斯州和阿尔伯塔省只有能量市场1，没有容量市场（业界通常称之为“纯能量市场”）。两地各有一个与其他市场非常不同的地方：阿尔伯塔省根本没有任何市场力控制措施2，而德克萨斯州则有全北美最高的价格帽（每千瓦时9美元）。虽然两地调度/交易机构在近几年均表达了建设容量市场的必要性和意愿，但两地都没有获得足够的政府支持。容量市场的讨论最后都不了了之。

但总体来讲，两地现货市场非常成功：电价常年保持在合理的低水平，新增机组也持续加入。但其成功可能与当地独特情况有关，而不应该被当作通例。首先，两地均位于北美天然气最富有的地区，而且土地及环境监管成本较低，充足的燃气保证和低廉的成本有助于容量成本相对较低的新增燃气电厂的加入。只要现货价格合理，容量定价机制并非优先考量。其次，两地有着北美最活跃的零售市场，而零售市场的价格往往必须与中长期交易挂钩3，减少了用户搭便车只付现货价的机会。第三，两地长年由特定政党执政，而该政党对短期的高电价有较强的承受能力，不会随意干预市场。

容量市场:PJM、纽约和新英格兰

PJM、纽约和新英格兰有着世界上最为成熟的集中式能量市场和容量市场。在这些市场，独立电厂大量存在（尤其是在纽约州），容量市场相对容易设计和操作。容量供应方可以是电厂、用户、区外电厂和储能。所有供应方均在同一平台集中竞价。在考虑网络阻塞后，报价低的供应方优先成交，以统一价格出清（也可以是分区统一价出清）。所有辖区内电厂均强制参与，并受市场力控制机制约束。

供应方能参与竞价的有效容量（Unforced Capacity 或UCAP）通常小于实际装机容量（InstalledCapacity或ICAP），这是因为成交的容量必须是在需要时能实际出力的容量（或者降低负荷）。对于燃气和燃煤机组，有效容量是装机容量减去季节性调整，再减去紧急停机故障容量。对于可再生能源和储能，有效容量则通常是历史系统负荷高峰时的平均实际出力。对于用户，有效容量则往往为系统负荷高峰时该用户的平均负荷。

每个市场均有绩效考核。如果容量供应方在系统需要时并没有提供出售了的容量，供应方会受到财务惩罚。而且在下一次容量拍卖中，该供应商可供出售的容量也会相应降低。绩效考核是保证容量质量的必要手段。

容量市场设计的一个关键组成部分是需求曲线，它与当地的可靠性标准4和新增机组的固定成本密切相关。通常地讲，可靠性标准越高，容量需求越大；新增机组的固定成本越大，容量需求曲线越高。各地的需求曲线可能因为当地的实际情况和市场参与主体的接受程度有不同的形状（图2）。最后，容量市场的出清价为供给曲线与需求曲线的交汇点。

容量市场通常在实际交货的前几年运行，因此容量市场也往往被称为远期市场（ForwardMarket）。提前数年的定价让新增电厂有足够的时间进行融资、开发和建设。PJM和新英格兰还允许新增电厂用同一价格锁定多年（新英格兰允许多达7年），有助于进一步降低电厂的融资成本。

容量的购买方一般是调度/交易中心（ISO）。调度/交易中心然后将购买成本按售电公司的容量责任按比例分摊。

纵向一体化：SPP、加利福尼亚州和MISO

SPP和加利福尼亚州没有容量定价机制。由于各州均有相应的法定容量裕度要求而且大多数售电公司自己拥有电厂或与独立电厂签有长期供电合同，电厂的成本计入售电公司的监管收入要求，容量定价机制因此没有必要。在SPP和加利福尼亚州，零售市场要么不开放，要么不发达。集中式交易的主要目的似乎是通过售电公司的电厂间公开竞争，来降低全系统的短期和长期发电成本。

MISO和SPP高度类似，其辖区内售电公司和电厂高度一体化。但MISO还是设立了一个自愿性（有零售竞争的两个区除外）的容量市场。MISO的容量市场成交价很低，交易也不活跃。其诸多设计细节亦不同于其他市场，反映了MISO辖区内有零售竞争的州和没有零售竞争的州之间的显著利益差异。

混合市场：加拿大安大略省

安大略省采取了与其他市场完全不同的容量定价机制。这种机制与安大略省的改革过程密不可分，多年来也遇到了诸多挑战。安大略省目前正在研讨如何改进容量定价机制。

安大略省电力市场运行正式始于2002年。其时正当加州能源危机刚刚过去，再加上省内其他原因，新增机组融资相当困难或成本高昂，许多议拟的私有新增机组都被取消。为了按时关停所有燃煤机组，省政府设立了安省电力局（Ontario Power Authority或OPA），授权OPA与私有投资签订购买合同。购买的过程是一个竞争性投标过程：OPA公开需要购买的燃气机组容量总量并出具标准化合同文本，总成本报价最低的公司中标，直到总容量购满为止。合同条款包括每月容量费要求、热耗、燃料价格计算方式、维护与运营成本、启动热耗等等。

但是，OPA合同设计了一个巧妙的容量成本抵消机制：如果某一小时的现货市场价格高于合同设定的（基于公式的）可变成本（燃料成本加维护与运营成本），那么该机组就被认为在该小时产生了利润（不管该电厂是否真的创造了利润，甚至是否出力）。估算的利润要用于抵消该月的合同容量费。这一机制有效地拟制了电厂运用市场力的动机，因为提高电价的后果是虽然能量收入可能提高了，但该月的容量费却相应地减少了。同时，该设计也并不会鼓励电厂报低价，因为最终容量费的计算与实际发电量无关。电厂最终还是会依据实际成本合理报价。

北美容量定价机制的效果及潜在问题

北美容量定价机制效果明显，包括提供现存机组额外收入，吸引新的机组进入，降低现货市场价格并减少其波动。但是，它也暴露了许多潜在的问题，比如容量市场无法保证对付间歇性能源所需要的爬坡能力，容量市场细节极其复杂，加拿大安大略省的容量费过高等等。