我国电力市场建设进程中发电容量成本回收问题探析

在新型电力系统构建及竞争性电力市场建设进程中，电力系统的功能需求和产品服务不断被细分，发电容量成本回收问题逐渐凸显。发电“容量”的内涵和外延丰富，既包括满足电力系统高峰负荷需求的最大工作容量，也包括提升电力系统灵活性的可调节容量，并且可调节容量还可以进一步细分为调峰容量、调频容量、爬坡容量等等。未来随着市场的完善和技术的进步，容量的内涵和外延还会进一步发展。本文探讨的发电容量特指在系统负荷高峰时段能够稳定输出、保障电力系统充裕性的容量，可称之为实现电力系统可靠性的容量。

（来源：中国电力企业管理 作者：陶文斌 翀曌禹）

发电容量成本回收的必要性

可靠性容量成本的回收是竞争性电力市场建设必然面临的问题。对于该问题的成因，不同专业背景的人理解存在差异。

从经济学的视角看，竞争性电力市场，尤其是以电力现货为主导的市场，必然会导致资金短缺和市场缺失的弊端。资金短缺指的是发电企业群体从电力市场获得的收入不足以覆盖其投资和运营成本。这种短缺不是个体的短缺，而是整个市场所能产生的总资金规模不足以满足整个发电群体合理的收入诉求。这将扭曲对发电容量投资的激励，从长远来看将损害电力系统的可靠性。资金短缺的成因多种多样，包括电力系统供需缺乏弹性；电力作为特殊商品必须设定价格上限；以及电力调度基于各种原因采取的压低电价的干预措施等。

以电力价格上限为例分析，在电力市场中，越高的负荷持续时间越短，满足这种短暂高峰负荷的经济成本相对较高，一旦设定价格上限，超过此上限的需求便以低于成本的价格被满足，这种差额直接造成资金短缺。市场缺失则主要指满足系统可靠性要求的容量无法在电力市场中有效出清。电能量市场中出清的容量虽能满足各时段的系统负荷需求，但无法满足系统可靠性的需求，也即意味着作为公共产品的系统可靠性的价值没有得到体现，这反映了短期边际成本定价与长期成本之间的矛盾。因此，经济学家认为，无论解决哪一种弊端，都必须有专门的制度设计。

电力工程师从对边际机组的输入输出特性建模入手，分析市场中单一市场主体的收益水平。一般分析框架为，计算现货市场中边际机组的毛利润。假设边际机组的输入输出函数为F（P）,其边际成本表示为F'（P），现货市场收入R（P）=F'（P）×P，现货市场获得的毛利润为L（P）=R（P）-F（P）。

以二次输入输出函数为例，

F（P）=aP2+bP+C

F'（P）=2aP+b

R（P）=2aP2+bP

L（P）=aP2-C

分析表明，仅当边际机组的出清容量超过某一特定出力水平时，该机组才能通过电能量市场获得额外的收益，进而回收固定成本。然而，回收程度依赖于出清容量及其持续时间。实证分析表明，边际机组通过电能量市场回收的容量成本比例极低，而非边际机组，由于成本效率优势，其通过电能量市场回收容量成本的程度较边际机组虽高，但同样面临极大的不确定性。因此，电力现货市场的边际成本报价和出清基本原理，以及边际机组的输入输出特性决定了需要额外的制度设计帮助市场主体回收容量等固定成本。

从我国的实践来看，新型电力系统的推进及可再生能源等低碳能源渗透率的大幅提高，导致煤电等传统电源在系统中的功能定位发生变化，发电利用小时数呈现显著波动。全国平均来看，近10年间煤电年发电利用小时数的最大与最小值之差接近600小时。某些清洁能源大省，近10年的最小值仅约最大值的1/3，波动剧烈。同时，国内竞争性电力市场的改革，尤其是电力现货市场的建设，导致了电能量市场价格的显著波动。在量价均出现较大波动时，仅依赖电能量市场会为市场主体带来巨大风险。

因此，无论从何角度分析，对发电容量成本进行专门的制度安排在当前市场建设中都显得尤为必要。

可选方案分析

容量市场

在当前竞争性电力市场建设的大背景下，首先会想到是否可以通过建立一个竞争性的容量市场来实现发电容量成本的回收。在英美等国家的电力市场中，已经进行了竞争性容量市场实践。单纯的可靠性容量市场的出清机制可以简化为“堆栈”过程，即从报价最低的容量资源开始，按照报价从低到高的顺序逐一堆叠各类资源，直至与需求曲线相交。然而，这一简单过程存在诸多未能有效解决的问题。

首先是容量需求曲线的确定问题。与电能量需求不同，电力用户通常难以清晰表达自己的容量需求，这意味着系统的容量需求曲线无法自发形成，只能依赖“人为”预测来确定。实践中，各容量市场的需求曲线形状各异，不同的曲线形状直接影响市场的出清价格和数量。

在供给上，容量市场同样困难重重。其中关键难点之一是，市场设计者期望容量资源的报价方式与市场参与者实际的报价行为是否相容。在电力现货市场中，市场设计者希望市场主体以边际成本进行报价，而市场主体为了最大化自身利益，也会采取基于边际成本的报价策略，两者是相容的。在容量市场中，设计者希望各容量资源基于对自身不能通过电能量和辅助服务等市场回收的成本进行评估来报价。但是，对于容量资源已经建成的市场主体，由于投资等固定成本是沉没成本，无论其如何报价，这部分成本都已经发生了，并不会有所改变，此时的最优策略是报低价以确保尽可能中标，这与设计者的预期并不相容。只有待建资源会依据对自身不能通过电能量等市场回收的成本进行评估后进行报价，一旦报价没有被接受（出清），则不进行新资源的建设，才能避免投资等成本的发生。因此，对容量市场而言，要真正能发挥作用，就必须有新建资源的参与。正是由于此原因，开展容量市场实践的国家都需提前若干年进行市场出清，给予新建资源建设时间。一旦这个市场没有新建资源被出清，出清价格就可能非常低，起不到回收固定成本、吸引和鼓励投资的目的。

为规避买、卖双方的市场力，容量市场通常要设置严格、复杂的价格上下限。所以，容量市场在一定程度上不能称为真正意义上的自由竞争市场，而是管制性很强的市场，无论在理论上还是实践中都存在许多亟待突破的难点。

稀缺定价

稀缺定价方案的理论出发点简单直接。如前所述，建立发电容量成本回收机制的原因之一在于作为公共产品的系统可靠性价值无法在电能量市场中得到充分体现。因此，如果在用电高峰期的现货市场出清价格上加收用以保障系统可靠性的容量边际成本，似乎可解决此问题。稀缺电价方案保留了单一电能量价格形式，客观上需要允许极高电价的出现。以美国得州为例，自2011年起价格上限从1000美元/兆瓦时逐步提升至最高时的9000美元/兆瓦时。而这种极高电价的出现又恰恰是稀缺电价方案面临的最大问题。

2021年，得州极端暴雪事件之前，部分“市场派”人士高度评价得州的稀缺电价机制，认为它准确体现了市场均衡的经济学原理，是真正的市场。然而，2021年，持续约1个月的极端暴雪导致全年平均实时电价水平比2020年高出6倍多，尖峰价格持续时间达166小时，其中有64小时电价达到9000美元的上限，这一阶段得州电力市场所表现出的电力价格飞升和供给短缺让人们开始重新审视稀缺定价机制。事实上，得州市场也在做出改变，一方面，得州市场降低了价格上限，但这种做法已经违背了稀缺定价的初衷；另一方面，得州市场开始考虑建立类似于容量市场的绩效信用机制PCM（Performance Credit Mechanism），这是一项面向发电企业的性能奖励机制，作为单一电能量价格的补充。因此，从实践结果看，稀缺定价机制对于市场的平稳运行是一个巨大的挑战，对市场的设计者、监管者、执行者和所有市场成员都是一个严峻的考验。

容量补偿机制

容量成本回收机制的设计初衷之一是补偿那些无法通过电能量和辅助服务市场完全回收的成本。从这个角度上讲，该机制可视为一种补充或“兜底”机制。因此，更为直接的做法是由市场监管机构制定单位容量的补偿标准，由市场运营机构核算各种容量资源的有效容量，并向那些系统所需但无法获得足够收入的资源支付费用，补偿他们的成本缺额。

容量补偿方案的主要问题是它通过显性的行政手段对市场进行“纠正”，在一定程度上损害了市场机制的纯粹性。然而，这种方案的优势也恰恰体现在这种“显性”上。由于发电容量成本回收这一问题的特殊性，在当前无论是采用容量市场还是稀缺定价，市场管理者都在通过各种各样“行政化”的方式默默影响和调节着回收的范围、规模和程度等。与这些“隐性”的干预相比，容量补偿方式这种“看得见”的修正手段更为公开、简洁、直观和易操作。

其他方案

除上述三种主要方案外，国际实践中还存在多种积极的探索和尝试。例如，基于双边交易的容量义务机制的美国加州资源充裕性计划；在容量市场的基础上引入了金融性期权的意大利等国的可靠性期权方案以及瑞典等北欧国家的战略备用机制。

关键要素设计建议

无论对上述哪一种方案进行设计，都有一些共同的关键要素需要着重关注。

方案的实施对象

理论上，方案应是技术中立的，应该涵盖所有能提供可靠性容量的资源，包括传统常规电源，比如：煤电、燃机、水电、核电等；间歇性资源，比如：风电、光伏等；需求侧响应资源，比如：可中断负荷、分布式发电、电化学储能等。各国市场还依自身特性，将能效资源、区外输入容量、“聚合”资源等囊括在内。具体实践中，我们可能做不到一蹴而就，一次性地把所有资源都包含进来，可以依据市场建设进程、面临问题的轻重缓急，有步骤、分批次地扩大实施范围。目前，我国已经先后对煤电实施了容量电价机制，对抽水蓄能实施了两部制电价，部分地区对燃气发电也采用了两部制电价，还有许多地方对储能实施了各种各样的容量成本回收和疏导机制。随着市场建设的推进，纳入容量成本回收机制的容量资源类型会更加丰富多样。需要特别指出的是，对不同资源分阶段实施的方案要注重彼此之间的衔接和融合，避免相互之间的冲突以及和市场建设的割裂。

方案的标的选择

容量产品的标的设计主要有两种选项：装机容量和有效容量。研究显示，以装机容量为标的可能导致逆向选择现象，即容量成本较低但性能和可靠性也较低的资源更易获得出清或补偿，而实际运行中装机容量无法准确地反映机组容量的实际可用性，在紧急状态下容易导致容量资源无法使用。因此，有效容量应该是更优的选择。当我们把有效容量定义为某一资源能够可靠提供的出力水平时，那么有效容量的评估应至少体现两个方面的影响，一是技术特性，即由各类资源技术特性决定的能够持续可预测地提供容量的能力；二是运行水平，即体现每一容量资源实际生产运行水平对其提供可靠容量的影响。当我们将有效容量定义为某一资源能够可靠提供的且是系统真正需要的出力水平时，那么有效容量还应反映市场对容量的供需状况。容量的供需状况也可以通过容量电价水平来反映。

需求和价格设计

容量的需求不是用户自发产生的，它必须依赖各种方法“人为”给出，不同的评估方法最终决定的容量需求可能存在较大差异。首先，负荷的增长是容量需求最直接的驱动力。其次，容量是满足系统可靠性要求的，因此可靠性标准也是影响需求的关键因素，显然可靠性标准越高，对容量的需求也越大。再次，对于风、光等间歇性资源的渗透是否会影响容量需求，对这个问题的认识存在分歧。一种看法是，风、光这样的间歇性资源的影响主要体现在供给上，它们提供可靠容量的能力不及常规能源，但对需求并不产生实质性的影响。另一种看法认为，风、光资源的集群效应显著，大规模场站受天气等因素影响可能同时出现出力波动，这种波动程度可能远高于某些电力系统中单台常规机组事故停运带来的影响，这使得系统所需的备用增加，直接影响容量需求。因此，不同的电力系统影响容量需求的因素可能不尽相同，合理确定容量需求是建立容量成本回收机制亟待进一步完善的课题之一。

影响容量价格的因素也是众多的，包括成本、供需关系、以及通过电能量等各种市场能够实现的收入水平等。实施方案设计时需要特别注意的是，设计者希望价格呈现出怎样的变化趋势。从实践中看，美国PJM（Pennsylvania-NewJersey-Maryland）市场过往18个交付年容量基础拍卖的出清价格呈现高低起伏的剧烈波动，最低出清价格不及最高价格的10%。英国容量市场2018年以来的10个交付年的出清价格整体呈现上升趋势，2027、2028交付年的出清价格达到创纪录的65英镑/千瓦/年，是最低水平的10余倍，最低值出现在2022、2023交付年。智利的容量价格整体也呈上升趋势，但幅度相对较小，近十年最高价约是最低价格的2倍左右。价格的波动一定程度上体现了供需的变化，起到引导容量资源有序投资建设的作用。但是，容量资源建设的大资金投入需要在10余年甚至数10年间进行回收，这期间容量价格的剧烈波动给容量资源的投资回收带来了较大不确定性，对于吸引投资可能起到了负面的作用。因此，在提供丰富准确的价格信号和维持价格变化的相对稳定之间，需要进行权衡。此外，作为一个补充机制，容量价格一定程度上还可能要肩负起调节补偿程度的重任，避免出现机制性欠补偿或过补偿。

我国的竞争性电力市场建设正在快速推进中，与之相适应的批发侧电价体系亟需随之优化完善。发电容量成本回收机制是竞争性电力市场下完整批发电价体系的重要组成部分，该机制的引入将对市场竞争格局、发电机组的成本回收方式以及终端用电价格等方方面面产生质的影响，因此仍需深入研究，审慎实施。