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

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我国容量市场制定方法研究

我国现有的电力市场研究主要集中在电能量市场和辅助服务市场，没有对电力系统发电充裕度进行过系统化的市场机制研究。现行的电力市场化机制设计会导致经济效益好的发电机组支撑电力系统的大部分用能需求，发电效益不好的机组仅能在少数用电高峰时段发电，导致其有效利用小时数不高。有效利用小时数与发电机组收益成正相关关系，发电设备过低的有效利用小时数可能导致以下两种情况发生：1）发电设备通过尖峰时段利用小时数回收其固定成本及变动成本，导致尖峰时段电价过高，增加了电力市场的不确定性，并潜在增加了用户的用能成本（参考稀缺定价机制对电力市场带来的影响）；2）发电设备利用小时数低严重影响经济效益，造成持续亏损，最终导致发电设备关停，可能引发用电高峰时段电力供给不足，系统稳定性降低。

在我国原有的计划发电时代，电力系统发电容量较为充裕，容量安全性问题尚未凸显。但随着电力改革不断深入，可再生能源发电量占比逐步上升，影响可以长期保证稳定发电容量的火电机组，压降火电利用小时数。火电发电商长期亏损会导致区内发电容量降低，影响区内系统安全性。随着发改委能源局807号文政策要求提高可再生能源消纳率，区域内发电设备利用小时数又将受到进一步挤压。因此需要建立容量市场，从更高层面保证电力系统整体发电容量充裕性，保证电网长期稳定运行。同时优化电力系统电源结构。

非水可再生能源未来在电能量市场和补贴等多方面有多方面获得收益渠道，因此在容量市场建设初期不考虑非水可再生发电进入容量市场，未来在机制成熟及可再生能源能达到以摆脱补贴形式参与发电市场竞争情况下，再考虑将可再生能源发电纳入容量市场。核电、水电可在容量市场第二阶段实施时进入容量市场。因此，容量市场前期可仅纳入煤电和气电。通过煤电气电充分进行容量市场交易，为全面开放容量市场和允许更多类型的发电资源进入容量市场提供经验。

我国电价政策以稳定为主基调，以市场竞争方式产生最合理的用户电价。因此稀缺定价机制潜在的用户高电价风险是不适应我国当前情况的。战略备用机制虽可以稳定用户电价，但会从电力市场竞争机制中剥离部分发电容量，而电价由用户承担，也不适宜我国现状。因此容量市场机制较为适应我国现有情况，并且需要根据我国实际情况做修改，从而建成机制完善的中国特色电力市场体系。

另一方面，火电发电商的成本由固定成本和变动成本两部分组成。固定成本包含材料费、员工工资和折旧费等，变动成本与燃料价格直接相关。我国现有的价格机制中，设计电能量市场回收发电商的变动成本和固定成本。发电设备利用小时数与收益的关系可用图4表示。

图4 单一电能量市场下发电设备收入及成本与发电设备利用小时数关系

如图，不同发电设备由于能效不同，单位利用小时数收益也不同,其收益可以表示为一个区间。当发电利用小时数低于h1时发电设备亏损，当利用小时数高于h2时盈利。在h1和h2之间由发电设备效益不同，营收状况也不同。我国电力市场可以实行“电能量市场+容量市场”模式，即保证电网充裕度的同时保证发电商获得合理收益，并且尽量确保用户用电价格接近发电商充分竞争条件下其“实际成本+合理收益”决定的电能边际价格。由容量市场覆盖部分或全部固定成本，由电能量市场覆盖发电厂变动成本加合理收益。同时有足够的激励机制保证发电商有足够动力提高发电效率效益从而获得更大利润。

本论文将主要考虑现阶段适合我国目前电力市场条件下的容量市场机制实施路径及过渡方式。以求减少新建容量市场后对电力市场带来的干扰及价格大幅波动。不同于以广东省起步的南方电网[38]及部分国家电网运营区内电网企业单独开辟容量市场的情况。此方式目的在于通过使用合理的机制进行向容量市场过度，从而减少新机制对价格的冲击及防止市场因不熟悉新规则带来的价格大幅波动。通过过渡机制引导市场熟悉容量市场规则并明确容量价值，为容量市场实施开辟道路。

未来将会对可再生能源及其他发电资源并网对需求曲线影响、结算规则、适应中国特色电力市场机制的补充条款等进行详细的论证说明。本文将不作讨论。

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适应我国容量市场机制设计框架

我国现有的电力市场发展情况较为复杂，新引入的容量市场应较好的接入现有电力市场，形成良性互动。为促进容量市场的顺利开展，在机制设计上应充分考虑与现有电力市场规则和结算方式的衔接问题。我国容量市场应以完全覆盖或大部分覆盖稳定电源固定成本为最终目标，由电能量市场覆盖“变动成本+合理收益+容量市场未覆盖的固定成本”。形成较为稳定的电力市场环境，直观表达电能发生成本，明确用户承担费用。

4.1 容量市场需求曲线方案

图5为我国容量市场需求曲线设计，市场建设初期需求曲线应以需求与价格线性变化为基准。在后期电力数据充足，容量市场对价格的响应情况可以预估的情况下，可逐步确定参考点，并引导电力系统总发电容量向容量需求点靠拢。

图5 容量市场需求曲线设计

前期需求曲线应采用线性递减变化设计，一是因为设计较为简单，二是可收集发电侧的价格响应情况数据，为容量需求曲线设计的第二步做准备。容量需求曲线设计的第二步为利用明确的期望容量并对发电投资方良好的投资起到有效指引作用，有助于电网发电容量规划的科学有序发展。

4.2 适应我国电力市场的容量市场组织形式及资金回收方式

在目前中国电力市场体系下，容量市场费用不应通过输配电价和辅助服务市场回收，应通过市场化手段形成价格并回收资金。

电能量市场报价中，产生的费用包含发电的变动成本和固定成本。未来，容量市场的费用可以通过原有的电能量市场拆分出来，将一定比例的发电固定成本由容量市场负责回收，而变动成本由电能量市场回收。因此不会对用户侧电费价格产生过多影响。未来容量市场支付给发电商的费用计划通过容量市场账户进行支付。

由于目前各省的电力市场都是以电能量市场为主，在容量市场实行的初期，可建立仅面向发电商的容量市场。用于容量市场的费用可由在容量市场拍卖中中标的发电商以每千千瓦时a元形式从交易电价中扣除，用于“容量基金”账户。在此过度机制下，发电商每千千瓦时扣除费用a元和容量市场需求曲线可在容量市场拍卖前确定，发电商依此作为报价参考。

因此火电发电企业获得的电能量市场的收入为

其中，I1表示发电企业在电能量市场的收入，T1为在电能量市场中发电商的结算价格，E1为发电企业按T1价格结算所发出的电量。σ1为发电企业偏差考核费用（如所在地存在现货交易，则此项费用为零）。

因此中标的火电发电企业需要上缴的容量市场费用为：

其中C1表示在容量市场中标的火电企业需上缴的容量市场费用。

此种方式下，在容量市场拍卖之前市场组织者将确定容量拍卖的容量需求曲线和发电企业中标后单位发电量需要上缴的费用a。各发电企业依据自身情况决定容量市场报价。

在容量市场实施初期，可适当缩短容量市场拍卖周期。在容量市场实施的短期内，将国外三年的拍卖周期缩短为半年一拍卖或一季度一拍卖。该措施有助于让发电商尽快适应容量市场报价规则，并促使容量市场监督机构不断依据市场报价调整每兆瓦向发电商扣除的单位容量费用及容量需求曲线，快速迭代的拍卖流程有助于发现发电容量的真实价格。有助于保证发电商报价的合理性，同时保证容量市场资金规模控制在一定范围之内，确保容量市场建设的稳步推进。

此种方式有助于接入现行的电力市场框架并推进容量市场发展。在市场和监管机构熟悉报价规则和市场情况之后，可以将容量市场拍卖周期延长，保障全系统发电容量长期稳定。

4.3 容量市场定价原则方案一

第一种可行方案是容量市场覆盖发电设备固定成本的100%，电能量市场覆盖发电设备变动成本及准许收益。其发电商利用小时数、成本及收益情况与现行的电能量市场对比如图6所示。

图6 电能量市场和容量市场下发电设备收入及成本与发电设备利用小时数关系

如图所示，容量市场覆盖全部固定成本的情况下，发电商会通过电能量市场竞争获得发电设备上网发电量，从而获取相应利润。由于发电设备固定成本已由容量市场覆盖，发电商回收固定成本压力小，只要可以上网发电就可以获利，发电商可以不用顾虑固定成本带来的成本回收问题，其会在电能量市场报价中增加尽量低的合理收益来获得发电资格。因此相较于单一电能量市场的价格收益，“容量市场+电能量市场”结合的市场机制可以促进发电商的有效竞争，降低发电商的固定成本回收压力，同时鼓励发电厂参与市场竞争，促进其生产运行的提质增效提升自身效能。

4.4 容量市场定价原则方案二

第二种可行方案是使容量市场覆盖发电设备固定成本的70%，电能量市场覆盖发电设备变动成本、固定成本的30%及合理收益。其发电利用小时数与成本及收益情况对比如图7。