电力市场价格｜适应我国现行电力市场环境下的容量市场机制设计

编者按：国网能源院财审所主要聚焦于电力市场价格理论、政策、国际经验、价格机制、结算机制、价格跟踪分析等领域，重点围绕现货市场价格机制、结算、辅助服务价格机制、零售市场竞争的售电策略以及用户可选择销售电价套餐体系、电力市场电费结算系统建设、电力金融衍生品、容量市场机制等开展了课题研究。本专栏将围绕电力市场价格的国际经验、体系设计、热点问题等，结合相关成果和研究思考与读者进行交流分享。

（来源：微信公众号”中国电力“ ID:ELECTRIC-POWER作者：国网能源院）

文章导读：发电容量充裕程度对电力系统长期稳定可靠运行具有至关重要的影响。在现行电力市场机制下，随着发电功率具有高间歇性、高波动性的可再生能源装机容量显著上升，在一定程度上挤压了可靠性较高的火电机组的生存环境，导致火力发电厂收益下降且使整个电力系统的可靠发电容量充裕度受到威胁。本文从保证电力系统发电容量充裕度的必要性出发，通过研究国外先进电力市场中保障电力系统可靠发电容量的体制机制，希望探求出一套适合我国现行电力市场发展，且有助于建立保障全系统可靠发电容量充裕度并可以与现行电力市场衔接的市场机制。

适应我国现行电力市场环境下的容量市场机制设计

执笔人：孙启星

国网能源院 财会与审计研究所

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引言

随着我国电力市场建设的稳步推进，电力生产由原来的计划运营模式逐步向市场经济运营模式转变。在市场经济模式运行下，电力系统内发电容量的充裕程度将成为保证电网长期稳定的重要因素[1-3]。在未来的电能量市场和辅助服务市场的机制下，由于发电企业对电网长期发展中容量保障机制认识不足且在市场化条件下具有一定逐利特性，电力系统中发电容量的充裕度将会受到一定威胁。因此，需进一步完善和健全电力市场机制设计，由电网运营商建立起保证电力系统发电容量充裕的市场化制度机制，从全局层面保证电网稳定运营[4]。

随着可再生能源发电装机容量和可再生能源消纳率的提高，2018年我国可再生能源发电量已达1.87万亿千瓦时，约占全社会用电量27%。并且，2019新增装机容量高达7亿千瓦。在可再生能渗透率逐渐提升的背后，火电机组的发电运营面临较大的压力。2018年，6000千瓦以上火电发电设备平均利用小时数3862，火电生存压力逐步显现[5-6]。

火电厂利用小时数不足将不仅带来其现阶段营收及效益问题，还会对火电机组未来的稳定发展及运营产生不利影响。

温室气体的排放和全球气候变暖问题使全球各国对环境保护的重视程度与日俱增，也推动了能源领域的低碳化转型升级。我国依然面临着较为严峻的降低碳排放的压力，确立了在2050年达成两个“50%”（能源清洁化率和电气化率超过50%）的目标，也为火电等化石能源发电的发展带来较大不确定性。因此，未来火电的功能定位将有可能由基荷机组向调峰机组转变，使火电利用小时数更加不容乐观。

我国是典型的富煤、贫油、少气的国家。煤电机组可以长期稳定的提供电能保证电网稳定，所以未来煤电机组仍将会是我国火力发电的主力军。相对于电量平衡而言，未来电力平衡将成为保障电力系统稳定运行的关键问题。电力平衡和对其他电源的补偿调节决定了煤电在电力系统中仍将继续发挥‘压舱石’和‘稳定器’的作用。国网能源研究院预测表示，2030年前后，电力系统中仍需12亿千瓦以上的煤电装机，不宜过早过快大规模淘汰煤电[7-8]。

未来，提升电网稳定性，调整电网发电结构不能以简单的行政命令方式解决。需建立整套完备的价格机制及方式，引导电网结构发展走向。因此需解决三方面问题：一是如何保证优质火电企业合理收入；二是如何疏导落后煤电产能退出市场；三是如何有效指引机组未来投资。

发电容量充裕是保证电力系统长期稳定运行的重要因素[9-10]。发电设备建设周期长，用户用电波动大，电能不易储存。为保证电网安全，应对用电高峰需求，发电容量必须保证在满足最大用电高峰同时留有适当充裕的电源容量以应对可能出现的负荷突变和发电机组故障[11]。因此发电容量适当多于负荷需求容量即称为发电充裕度。充裕度高代表电网长期安全得到保障但过多的发电容量会使发电机组平均利用小时数降低，导致资源浪费。充裕度低会使电网在高峰时段用电紧张从而影响电网安全。

从2015年开始的本轮电力市场改革中，改革由售电开放，中长期市场交易到电力现货市场转变[12-13]。大多数研究集中在电力市场中电能量市场的出清方式[14-15]、结算机制[16-17]和辅助服务市场的研究[18-19]。目前，鲜有研究针对我国电力工业发展和电力市场的实际运行情况，对适应我国的容量市场机制进行系统性的分析与研究，且在如何保证发电商合理收益、保障电力系统长期稳定运行方面的考虑有所欠缺。在现有的电能量市场和辅助服务市场机制下，如不能建立有效的市场机制确保发电容量的充裕性，未来可能会造成稳定性电源（如煤电，气电）因电能量市场和辅助服务市场带来的收益不足而导致关停的情况。若情况进一步加剧，进而导致发电容量不能满足电力尖峰负荷，将会对电力系统可靠性带来较大威胁。因此，需对电力系统发电容量可靠性建立有效的容量市场保障机制，维持电力系统内有充足的有效发电容量，保证电网长期稳定运行。

另一方面，根据季节不同，可再生能源在电力生产中也提供一部分可靠发电容量。美国PJM容量市场设计中，非水可再生能源可计入可靠发电容量为5%-35%的装机容量。水电计入可靠发电容量为30%-50%的装机容量。接下来的讨论中也将会对可再生能源部分进行讨论。

本文将集中讨论适应我国现行电力体制机制下的容量市场建设路径。通过合理的机制及过渡方式建设容量市场，不仅加剧市场竞争并保证全系统发电充裕程度而且保证电力价格总体稳定，减少电力市场中引入容量市场带来的价格波动。

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国外电力市场保证发电容量的机制设计

国外部分国家电力市场建立较早，模式较为成熟。通过借鉴国内电力市场相关经验并结合我国电力市场实际有助于建立和完善我国发电容量市场机制设计[20]。为提高发电容量充裕度和提高电力系统可靠性，合理调控发电机组的投资规模，国外电力市场发电容量充裕性保障机制主要分为三种做法：1）稀缺定价机制[21-23]；2）战略备用机制[24-25]；3）容量市场机制[26-28]。

2.1 稀缺定价机制

稀缺定价机制是电能量市场中的一种存在形式，一般应用于纯电能量市场机制[29]。稀缺定价机制允许部分发电商存在发电容量持留，使其可通过系统运营中短时供电短缺时产生的稀缺电价回收成本并且创造收益[30]。另外有效的市场监管是稀缺定价机制的重点，有力的监管消除市场力带来的电价虚高的现象。此外，用户侧及时有效的需求响应也是减少稀缺电价机制影响的重要因素[31]。当用户对电价足够敏感并且可以按照电价调整用电行为时，用户才可以避免稀缺机制引起的用电费用上升，进而从需求侧保证电力市场稳定运行。稀缺定价机制虽使用有效监管降低市场力，但其在供电短缺时允许电能量市场中尖峰价格的出现，冲击了电力市场价格稳定性。

定价机制方面，澳大利亚的最高价格限定为13500澳元/MWh；美国德州最高价格限定价为9000美元/MWh。美国德州在2019年8月12日尖峰时刻电价达到8983.88美元/MWh,电价约合63元/度。2014年美国也曾出现800美元/MWh的稀缺电价持续几小时的极端情况。此外，法国电网也在2012年2月9日出现过2000欧元/MWh的尖峰电价。电能量市场中稀缺电价的产生，可客观反映所在地区发电容量充裕程度的不足，也在一定程度上影响了市场秩序，提升了用户用能成本。稀缺定价机制不能前瞻性的提升电网发电容量，不利于电力市场价格稳定。

2.2 战略备用机制

战略备用机制是指电网运营商与一些面临退役或停用的发电机组签订合约，在需要时使用其发电容量对电网负荷需求进行响应。在系统常规运行时，参与战略备用的机组将不被调用。在整个系统出现容量短缺时，签订备用合约的机组将会被调用以应对短时电力供需矛盾突出问题。在战略备用机制中，参与备用的机组将不会被允许参加电能量市场。因此，此类机组收入的唯一来源为与电网运营商签署的战略备用合约。

战略备用机制采用的容量一般由电网运营商确定，并采用招标的方式进行采购。采购发电容量的成本通过输电价格或者平衡费用回收，最终将成本疏导到用户[32]。

战略备用是将一部分发电装机剥离出电力市场之外，该部分战略备用容量不能参与市场。因此，不能通过电能量市场获利，这导致该机制不能给发电商的投资行为起到正向引导作用。另一方面，战略备用会使用户承担因战略备用支付给备用机组的费用，会导致终端电价上升。目前瑞典和比利时采用战略备用机制，但瑞典计划于2020年逐步退出战略备用机制。

2.3 容量市场机制

容量市场区别于电能量市场，是两种不同的市场方式。电能量市场是发电和用电的实时平衡，保证整个系统安全稳定运行。容量市场目标是保证电力系统中总体可靠发电容量的充裕度，保证系统长期安全稳定运行[33]。

2.3.1 美国PJM容量市场

本文将通过容量市场的需求曲线确定和容量市场结算方式两部分介绍美国PJM容量市场。通过调整需求曲线参数可以体现全系统容量需求、释放价格指导信号，从而引导发电企业投资及运营，通过容量市场结算可将合理的市场价格传导到用户[34]。

2.3.1.1 需求曲线确定