陈政：面向新型电力系统的容量补偿机制设计

落实碳达峰碳中和战略，能源是主战场，电力是主力军。进一步完善市场及价格形成机制，推动建设适应新能源大规模发展的电力市场体系，是构建新型电力系统、服务碳达峰碳中和目标实现的需要。为解决新能源大规模并网带来的电力供应保障挑战，亟待健全完善我国电力容量补偿机制。

（来源：微信公众号“中国电力企业管理”作者：陈政 作者系南方电网高级技术专家、南方电网能源发展研究院能源战略与政策研究所所长）

新能源快速发展带来

容量保障难题亟需机制改革

随着我国新型电力系统建设逐步推进，系统电源结构将逐步调整，常规电源功能定位也将逐步变化。我国能源资源禀赋特点决定了煤电将在未来一段时间内仍担当主力电源角色，但为满足碳达峰碳中和目标约束要求，风电、光伏等新能源势必持续快速发展，相应装机和发电量占比也将快速提高。新能源出力具有随机性、波动性，相对常规电源而言仅有电量替代效益而无容量替代效用，并不能独立保障可靠电力供给，而必须依赖煤电等其他常规电源提供容量保障。因此，随着系统电源结构中新能源占比逐步提升，煤电、气电等常规化石能源发电角色定位将发生改变，装机利用小时数将逐步下降，煤电将从提供电力电量保障的主力电源逐步转为以提供电力为主、电量为辅的调节及备用保障电源，气电将主要作为调节和保安电源。

构建新型电力系统不仅意味着系统物理形态变化，更将带来市场主体利益格局的深刻调整。不同于常规化石能源发电，风电、光伏等新能源发电过程并不消耗燃料，短期运行边际成本接近于零，这也就意味着新能源大规模进入市场后，将对电能量市场出清价格产生冲击，常规化石能源发电将更多承担调节或备用角色，而目前主要依赖发电量获取收益的运营模式将使得煤电、气电等常规化石能源发电企业运营难以为继。另外，在我国电力行业由计划向市场转轨过程中，原基于标杆价格政策等投资建设的电源，随着市场化改革进入市场，但仅由电能量市场竞争形成的价格收益水平往往难以覆盖该部分机组前期投资回收，影响该部分存量机组的可持续运营。

加快构建新型电力系统，促进新能源与常规电源协调发展，是我国电力市场建设面临的新形势新要求。在借鉴国际经验基础上，从我国具体国情出发改革创新容量补偿机制，既是发现和补偿常规电源调节备用价值，保障电力中长期供应安全的现实需要，也是妥善处理市场化改革带来的发电环节搁浅成本，衔接改革前政策机制，实现社会福利最大化的要求。

国外典型电力容量补偿机制

经验值得借鉴

在供应充裕且竞争充分的电能量市场中，市场价格将由边际机组的边际发电成本决定，这也就意味着经常承担边际机组角色的化石能源发电无法回收前期固定资产投资。国外典型电力市场主要通过稀缺定价、容量直接补偿、容量市场等机制来解决这一问题。

稀缺定价机制

稀缺定价机制是指不单独设立固定投资回收机制，而是在电能量市场中设置上限很高的稀缺价格，发电商通过在供应紧张时段的短时极高价格来回收投资成本。目前，澳大利亚和美国得州采用该模式，其中美国得州价格上限为9000美元/兆瓦时，澳大利亚价格上限为13800澳元/兆瓦时。该市场模式下电价往往波动性很大，比如美国得州电力市场非尖峰时段电价约20美元/兆瓦时，而在2021年2月出现极寒天气时，由于电力供应容量不足，现货市场电价达到9000美元/兆瓦时上限，两者相差近500倍。

容量直接补偿机制

容量直接补偿机制一般是由政府或特定机构根据公允评估结果，直接制定容量补偿价格，据此向相关发电企业提供容量补偿费用以帮助其回收固定成本，补偿费用一般由电力用户分摊。目前，智利、阿根廷、秘鲁、西班牙等国家采用该补偿机制。容量直接补偿机制实施一般包括三个环节：一是确定容量电价，每年或每若干年对容量电价进行测算，可选择基于系统高峰负荷等期间的边际机组投资成本，再考虑投资回收周期、贴现率、通胀指数等来确定容量电价；二是确定可补偿容量，按照规定方法确定机组可补偿容量，机组根据其可补偿容量及可用性获得容量补偿；三是进行补偿费用结算，由交易运行机构提供容量补偿清算依据，与发电企业进行容量补偿结算，并将总补偿费用分摊给用户。

容量市场机制

不同于直接补偿机制中由行政定价确定补偿额度，容量市场机制是将机组可用装机容量作为交易标的，通过市场竞争形成容量补偿价格。容量市场中买方为系统运营商，卖方为容量资源提供商，系统运营商根据负荷预测、可靠性要求等形成容量需求曲线，卖方申报容量资源数量和价格，市场运营机构以最小化容量购买成本得到容量市场出清结果，容量购买费用最终由所有用户分摊。目前，应用容量市场机制的地区包括美国PJM、纽约、英国、法国等。以美国PJM为例，提前3年组织目标年的首次容量市场竞价，后续再组织多次追加竞价，允许各类电源、储能、需求侧响应等资源参与市场，历年出清价格在10~60美元·每年/千瓦内波动，在保障电力供应充裕、维持电力市场平稳运行方面取得了较好效果。

我国容量补偿机制建设路径选择

稀缺价格机制社会接受难度大，不太符合我国现实国情需要。稀缺价格机制意味着在电力供应短缺时段市场价格可以飙升至平时的数百倍，国内社会公众预计难以接受。采用稀缺价格机制还意味着电力供需将长期保持紧平衡状态，供应短缺可能周期性出现，这也与我国长期以来保供优先的能源治理目标不符。此外，采用稀缺价格机制也容易导致市场力滥用与价格操纵，引发市场稳定风险等。

容量直接补偿机制操作简便，可作为过渡性措施解决我国不同类型电源协调发展问题。容量直接补偿机制基于行政定价形成补偿标准，虽然存在补偿标准合理性难以界定的问题，但能便利地实现对机组固定成本进行补偿，保障其可持续运营能力。从我国具体国情出发，初期以容量直接补偿方式解决高成本机组可持续运营问题是较为可行的选择。

容量市场机制能实现供应安全和经济性兼顾，可作为我国容量补偿机制建设的目标模式。通过在容量资源配置中引入市场竞争，容量市场机制既有利于对电源投资形成稳定激励，保障容量供给充裕性，也有利于实现增量容量资源的优化配置，提高容量供给的经济性。容量市场机制设计相对复杂，对市场运营机构相关能力要求相对较高，可作为我国未来容量补偿机制建设的目标模式。

以差异化容量直接补偿机制起步，解决近期供给容量保障问题

为解决不同类型机组同台竞价问题，目前我国部分省份针对各类机组有效容量实行统一标准的补贴方式，个别省份补贴费用按电量发放。这些补贴方式要么没有充分考虑不同类型机组建设成本差异，容易造成过补或者欠补现象，要么扭曲了电能量市场价格信号，导致市场出清偏离经济最优结果，产生整体社会福利损失。为解决上述问题，在新型容量市场机制建成前，可创新建立差异化容量直接补偿机制。

差异化容量直接补偿设计思路

以促进市场良性竞争、尽量减少电能量市场影响为原则，通过对比各类机组的可持续运营成本与相应市场收入估算（包括中长期、现货以及辅助服务等市场），得到各类机组的成本回收差额并进行差异化补偿，具体由政府相关部门或电力交易机构等组织测算容量补偿总费用及用户侧分摊标准，以解决市场竞价环境下各类高成本机组的前期固定成本回收问题。

差异化容量直接补偿实施方案

差异化容量直接补偿方案主要包括补偿对象确定、补偿标准核算、补偿费用分摊以及补偿费用动态调节等关键环节。

一是确定容量补偿对象。容量补偿对象可以是参与市场化交易的各类型机组，包括燃气机组、燃煤机组、核电机组等类型。各省（区）可根据本地电力市场实际建设及补偿需求情况，确定补偿对象所涵盖的机组类型。比如对山东、浙江、广东等而言，目前突出矛盾是煤电、气电同台竞价带来气电可持续运营问题，则可将气电纳入补偿；对云南等而言，主要是煤电等化石能源与可再生能源协同运行问题，则可将煤电纳入补偿;另外也可将多种类型电源同时纳入补偿范畴，进行差异化补偿。

二是核算容量补偿标准。遵循科学性、便利性、前瞻性原则，同类型机组按统一补偿标准核定，根据市场变动情况可选择1~3年为一个容量补偿周期。补偿标准核算主要步骤包括：首先，固定成本测算，基于该类型机组历史数据信息行业统计，将该类机组平均的单位容量固定投资折旧、单位容量固定年运行费用等累加，即可得到该类机组的单位容量固定成本；第二，变动成本估算，基于该类机组的预期出清电量及燃料成本估算等，可得到该类机组折算到单位容量的变动成本；第三，市场收入估算，综合各市场（包括中长期、现货、辅助服务市场等）历史运行数据以及补偿周期市场模拟运行结果等，可得到该类机组的预期出清电量、出清价格等，再折算单位容量的年市场收入；第四，补偿费用计算，根据该类机组的固定成本、变动成本以及市场收入估算等，可计算得到该类机组的容量补偿费用，也即机组容量补偿费用=（单位容量的固定成本+单位容量的变动成本-单位容量的市场收入估算）×机组容量×补贴因子。其中，补贴因子（≤1）可根据各地区实际情况，考虑用户价格承受能力、投资激励需要等，在一定范围内进行调整。

三是用户侧容量补偿费用分摊。由于容量补偿是提高系统整体供电能力的需要，发电机组容量补偿费用应分摊至所有用户。可按电量或容量占比进行分摊，也即用户容量补偿分摊价格=机组容量补偿总费用×用户电量占总用电量比重（或系统峰荷情况下用户功率占比）。

四是容量补偿费用动态调节机制。容量补偿费用动态调节要反映机组固定成本受技术进步、原材料价格、国家政策等因素影响，确保将补偿标准维持在合理水平，以及保障电价水平总体基本稳定。

差异化容量直接补偿机制应用前景

相对现有直接补偿机制而言，差异化容量直接补偿机制具有诸多应用优势，一是充分考虑了不同类型机组成本特性差异，能广泛适应不同应用场景，可满足全国范围内系统特性各异的各地区差异化要求，具备较好的空间适应性；二是通过建立标准化的容量补偿测算办法，可实现对各类机组补偿的动态化调整，具备较好的时间适应性。

创新重构新型容量市场机制

推动电力市场体系迭代升级

目前，国外以美国PJM、英国等为代表的现有容量市场机制，已能较好地解决中长期容量供应安全问题，然而仍存在对新能源发展兼容性不足等问题，既难以适应我国跨省跨区大范围资源优化配置需要，也难以满足兼容能源绿色低碳转型等多目标调控的政策需求，适应新型电力系统需要的新型容量市场机制亟待建立。

新型容量市场设计思路

实现安全、经济、绿色目标协同，是面向新型电力系统需要的电力市场体系设计的目的也是难点。现有电能量市场能发挥价格发现作用，通过竞争激励提高运营效率，满足了经济目标需要。安全、绿色目标具有明显外部性，世界各国因历史沿革多通过专项补贴、绿证等额外政策补丁来解决，由此也带来系列多政策线条协调难题。借鉴国外应用容量市场解决供给安全的制度设计经验，在传统容量市场机制框架下引入电源结构调控理念，就可以同时满足安全、绿色两个目标调控需要。新型容量市场再与几乎无需改动的现有电能量市场、辅助服务市场等结合，即构成了能兼顾安全、经济、绿色目标调控需要的新型电力市场体系。

新型容量市场实施方案

通过建立包含全时段电力供需特性信息的新型容量市场优化出清模型，并创新引入资源结构等出清约束指标，以系统总成本最小化为目标进行市场出清，即能得到满足安全、绿色目标约束的经济最优容量出清方案（详细方案参见作者论文：兼容多目标调控需要的新型容量市场机制设计[J]，电网技术，2021,45(01):198-207）。新型容量市场方案主要包括负荷曲线确定、市场竞价交易、市场出清、支付校核和结算等关键环节。

一是负荷曲线确定。可参考电力规划等工作中常用的负荷预测方法，采用基于历史负荷数据等进行预测，获得全区域范围内交易目标年的8760小时年负荷曲线。

二是市场竞价交易。可参考现有容量市场机制设计，采用涵盖首次竞价、追加竞价和双边转让等过程的多轮竞价模式，提前若干年进行首次容量竞价以提早规避容量短缺风险，再适时开展多场追加容量竞价以满足容量需求及供给能力变化等要求。

三是市场出清。通过在市场出清模型中，创造性地引入覆盖全域和各内部分区的能源发展约束，比如容量资源结构约束、排放约束等，可对绿色能源最小建设规模予以有效保障。基于系统负荷曲线、容量资源报价及出力信息等输入，将系统网络约束、机组运行约束、能源发展约束等纳入考虑后，以目标年系统总成本最小化为目标进行优化，即能得到最优容量出清结果。

四是支付校核和结算。在经过资源有效性验证及定期考核后，可由交易机构或其他第三方结算机构根据容量市场出清价格，按期向各容量资源供应商支付容量费用。该容量费用可以分省区或价区，按高峰负荷占比等原则分摊给电力用户。

新型容量市场机制应用前景

通过重构新型容量市场机制，既能实现对名目繁多、频繁调整的新能源补贴、配额制和绿证市场等政策机制的有效替代，也有助于简化能源政策管控体系，便于满足多政策目标调控需要；既能给出清晰的长期价格信号，激励投资主体及时作出电源投资决策，保障中长期能源电力供给安全，也能以充分市场竞争发现边际成本，更好地适应风、光、储等技术成本持续下降以及市场竞争形势动态演变的趋势，有助于推动实现新能源等技术应用的激励相容发展。

纵览世界各国电力市场化改革历程，没有放诸四海而皆准的标准电力市场方案，只有将市场设计普遍理论与中国实际进行有机结合，才能走出真正适合我国国情的特色电力市场建设道路。容量补偿机制事关电力供应安全大局，也是完善我国电力市场体系，助推构建新型电力系统的关键。近期实行差异化容量直接补偿机制，以解决当前改革面临的燃眉之急，远期随着市场发展推进创新重构新型容量市场机制，是符合我国现实国情需要，兼顾稳定过渡与创新发展的容量补偿机制建设优选路径。