适应中国现行电力市场环境下的容量市场机制设计！

适应中国现行电力市场环境下的容量市场机制设计

孙启星, 尤培培, 李成仁, 刘思佳, 李炎林, 高效

（国网能源研究院有限公司，北京 102209）

摘要：从保证电力系统发电容量充裕度的必要性出发，研究国外电力市场中保障电力系统可靠发电容量的体制机制，提出适应中国电力市场环境下的容量市场机制设计方式，有助于建设与现行机制耦合的容量市场机制，保障系统发电容量充裕及系统长期稳定运行。

引文信息

孙启星, 尤培培, 李成仁, 等. 适应中国现行电力市场环境下的容量市场机制设计[J]. 中国电力, 2022, 55(8): 196-201.

SUN Qixing, YOU Peipei, LI Chengren, et al. Capacity market mechanism design under electricity market mechanism in china[J]. Electric Power, 2022, 55(8): 196-201.

引言

随着中国电力市场建设不断推进，电力生产逐步向市场经济运营模式转变。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，电力系统中发电容量的充裕度将会受到一定威胁。需进一步完善和健全电力市场机制设计，从全局层面保证电网稳定运行[4]。

随着可再生能源发电装机容量和消纳率逐步提高，火电机组的发电运营面临较大压力[5]。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发挥重要的作用[6-7]。提升电网稳定性，调整电网发电结构不能仅使用行政命令方式，需要建立整套完备的价格机制，以引导电网发展。

发电容量充裕是保证电力系统长期稳定运行的重要因素[8-9]。为保证电网安全，发电容量必须保证在满足最大用电高峰时留有充裕的电源容量以应对突发事件[10]。与此同时，过多的发电容量会使发电机组平均利用小时数降低，从而导致资源浪费。

现有文献对电力市场中电能量市场的出清方式[11-12]、结算机制[13-14]和辅助服务市场[15]研究较多，但对于保证发电商合理收益及保障电力系统长期稳定运行等方面的有所欠缺。文献[16-17]进行了容量市场分析，但对中国电力市场如何向容量市场过渡没有深入研究。在现有的电能量市场和辅助服务市场机制下，若不能建立有效的市场机制以确保发电容量的充裕性，可能会造成稳定性电源因收益不足而导致关停的情况，进而会对电力系统可靠性带来较大威胁。因此，需针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保证电网长期稳定运行。

本文提出了适应中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，减少了电力市场中引入容量市场带来的价格波动。

1 国外电力市场机制设计

本文借鉴国外电力市场经验，因地制宜，完善中国发电容量市场机制设计。为提高发电容量充裕度，国外电力市场发电容量充裕性保障机制主要包括稀缺定价机制[18-19]、战略备用机制[20]、容量市场机制[21-22]。

1.1 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。稀缺定价机制允许部分发电商持留发电容量，使其可通过稀缺电价进行成本回收并创造收益[23]。有效的市场监管是稀缺定价机制的重点。监管可消除市场带来的电价虚高现象。与此同时，用户侧的需求响应也是减少稀缺电价的重要因素[24]。当用户对电价足够敏感且能按照电价调整用电行为时，可从需求侧保证电力市场的稳定运行。稀缺定价机制在供电短缺时允许电能量市场中尖峰价格的出现，冲击了电力市场的稳定性。

1.2 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，签订备用的机组将会被调用以应对短时电力供需。在战略备用机制中，参与备用的机组将不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回收，从而将成本疏导到用户[25]。战略备用会使用户承担支付给备用机组的费用，从而导致终端电价上升。

1.3 容量市场机制

容量市场的目标是保证电力系统中发电容量的充裕度，进而使系统安全稳定运行。美国PJM容量市场的结算方式主要有基本市场拍卖、追加市场拍卖和双边合约。基本拍卖市场主要目的为释放价格信号并引导发电商投资。追加市场拍卖的设立是为了应对负荷水平和机组建设计划等不确定性因素，从而对基本拍卖起到有效的补充作用。双边合约结算方式是用户和发电企业直接签订容量合约以实现容量交易。

由于电能量市场竞争的存在，发电商为保证成本回收和获得合理利润将会压低电能量市场的报价，这会使用户电价仍处在合理的范围。部分老旧机组和高耗能机组会因容量市场竞标获利价格水平低或电能量市场发电价格没有竞争力而退出市场，从而优化了电源结构。

2 中国容量市场制定方法

现有的中国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系统化地市场机制研究。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，发电设备有效利用小时数过低可能导致以下情况：（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，并增加了用户的用能成本；（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，系统稳定性降低。

在计划发电时代，电力系统发电容量较为充裕，容量安全性问题尚未凸显。但随着可再生能源发电量占比逐步上升，压缩了火电利用小时数。火电厂长期亏损会导致区内发电容量降低，影响系统安全性。需要建立容量市场，优化电力系统电源结构，促进电网长期稳定运行。

非水可再生能源未来在电能量市场和补贴等方面获得收益渠道，故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。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。

中国电价政策以稳定为主基调，以市场竞争方式产生合理的用户电价。稀缺定价机制潜在的用户高电价风险是不适应中国当前情况的。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，也不适宜中国现状。因此容量市场机制较为适应中国现有情况，并需要根据中国实际情况做修改，从而建成机制完善的中国特色电力市场体系。

火电发电商的成本由固定成本和变动成本组成。固定成本包含材料费及员工工资等。变动成本与燃料价格直接相关。单一电能量市场下，发电设备利用小时数与收益关系如图1所示。

图1 发电设备利用小时数与收益关系

Fig.1 Relationship between power generation equipment utilization hours and income

从图1中可以看出，发电设备由于能效不同，单位利用小时数的收益也不同。发电设备的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，发电设备盈利。

中国电力市场可以实行“电能量市场+容量市场”模式，既保证了电网的充裕度，也保证了发电商获得合理收益，并且尽量确保用户用电价格接近电能边际价格，容量市场覆盖固定成本，电能量市场覆盖发电厂变动成本。激励机制保证发电商有足够动力提高发电效率从而获得更大利润。

3 适应中国容量市场机制设计框架

3.1 容量市场需求曲线方案

市场建设初期需求曲线应以线性变化为基准，在后期电力数据充足且容量市场对价格的响应情况可以预估的情况下，逐步确定参考点，引导电力系统总发电容量向容量需求点靠拢。

前期需求曲线应采用线性递减变化设计，以收集发电侧价格响应情况数据，为设计容量需求参考点做准备。需求曲线对发电投资方起到指引作用，有助于电网发电容量规划的有序发展，如图2所示。

图2 容量市场需求曲线

Fig.2 Demand curve design in capacity auction market

3.2 容量市场组织形式及资金回收方式

发电企业会综合考虑发电的变动成本和固定成本。未来，容量市场的费用可以在电能量市场中拆分出来，将一定比例的发电固定成本由容量市场负责回收，变动成本由电能量市场回收，从而不会对用户侧价格产生过多影响。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。发电商扣除费用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。

火电发电企业在电能量市场的收入为

式中：I为发电企业在电能量市场的收入；Ti为发电商i在电能量市场中的结算价格；Ei为发电商i发出的电量；σ1为发电企业偏差考核费用；a为发电商需要上缴的费用；n为发电商个数。

中标的火电发电企业需要上缴的容量市场费用C1为

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，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。在市场和监管机构熟悉报价规则和市场情况之后，延长容量市场拍卖周期，保障全系统发电容量长期稳定。

3.3 容量市场定价原则方案

方案1为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。发电设备利用小时数及收益情况如图3所示。从图3中可以看出，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。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，只要上网发电就可以获利。发电商可以在电能量市场报价中增加合理收益来获得发电资格，从而不用顾虑固定成本带来的成本回收问题。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竞争，降低发电商的固定成本回收压力，促进发电厂提高经济效率。

图3 方案1的收入情况

Fig.3 Income of scheme 1

方案2为容量市场覆盖部分发电设备固定成本，电能量市场覆盖发电设备变动成本、剩余的固定成本及合理收益。本文以容量市场覆盖70%的发电设备固定成本，电能量市场覆盖发电设备变动成本及30%的固定成本为例。发电设备利用小时数及收益情况如图4所示。从图4中可以看出，在发电设备利用小时数高于合理利用小时数时，发电机组盈利。当发电设备利用小时数低于合理利用小时数时，发电机组亏损。方案2的机制可以促进发电设备尽量达到合理的利用小时数，从而实现发电设备收支平衡及获利。

图4 方案2的收入情况

Fig.4 Income of scheme 2

由于容量市场承担了发电设备部分市场风险，在容量市场下，发电商报价将以“变动成本+合理收益+发电设备单位发电量承担的容量基金”报价，此种报价更为直观。在引入容量市场后，发电市场获得的容量费用占固定成本比例越多，发电设备回收固定成本压力越小会使单位发电收益期望降低，从而加剧市场竞争。在充分市场竞争的情况下，发电商可以获得较为稳定的收益，用户获得合理的电费报价，有助于发电商与用户的良性互动。

3.4 设计方案对比

2种方案情况的收益情况比较如图5所示。本文所提方案与单一电能量市场的情况比较如表1所示。表1中：F为发电设备的固定成本；V为发电企业的变动成本。结合图5和表1可以看出：（1）方案2的发电设备有固定成本回收压力。该方案下单位发电量的期望收益上升时，收益区间将增大。在发电设备利用小时数大于一定值时，方案2的发电设备收益高于方案1的发电设备收益，从而导致用户用能价格稍高。（2）方案1可以减少固定成本回收压力，从而促进发电商按照边际成本报价，加剧市场竞争，有利于释放电力市场建设进程中的改革红利，降低用户用能成本。方案2可以促进发电商发电积极性，以更高的发电量获得更好收益。（3）方案1包含了发电设备的全部固定成本，可以有力保证所需发电容量的经营情况，故其对全系统发电容量有强力的保障。发电设备需在电能量市场竞争从而回收30%的固定成本，方案2对发电容量保障能力相对弱于方案1。

图5 2种方案情况的比较Fig.5 Comparison of two schemes

表1 3种方案比较Table 1 Comparison of three schemes

4 结语

良好的发电资源充裕程度对于电力市场建设和电力工业的安全可靠运营至关重要，本文介绍了3种典型的保证电力系统发电容量充裕性的解决办法。容量市场模式是目前较为符合中国现阶段电力市场运行现状的方法。本文提出了容量市场参与中国现行电力市场的过渡方式，可以帮助容量市场加速融入中国现行的电力市场体制并加快市场良性竞争。通过对不同容量市场设计方案场景的分析，引入容量市场降低发电商在电能量市场中回收固定成本的压力，促进发电商在电能量市场按边际成本报价，有利于市场的充分竞争，同时使用户获得更清晰、合理的用电价格。

作者介绍

孙启星（1993—），男，博士，从事电力改革中电力价格研究，E-mail：sunqixing@sgeri.sgcc.com.cn;

尤培培（1984—），女，通信作者，硕士，从事电价理论与方法、电力市场改革价格规则等研究，E-mail：youpeipei@sgeri.sgcc.com.cn.