基于跨省跨区交易的煤电容量机制再设计

2023年，国家发展改革委、国家能源局联合出台《关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号，以下简称“1501号文”），建立了煤电容量电价机制。当前，煤电容量电价机制已进入实施阶段，但现有的容量电价机制难以实现省间与省内的有效衔接，其容量价格市场化定价机制尚不完善，缺乏足够的市场竞争性和灵活性，使得煤电企业在跨省跨区交易中难以获得合理的收益，建议进一步优化跨省跨区容量形成机制，提高煤电企业在跨省跨区交易中的议价能力和保供能力。

（来源：电联新媒 作者：田野）

跨省跨区交易的省间衔接机制及容量市场机制分析

党的二十届三中全会提出，要完善市场经济基础制度，构建全国统一大市场，全国统一电力市场的建设就是其中重要一环。随着可再生能源占比的提高，电力市场逐渐通过更多跨市场、跨电网的电力交易，来实现电力资源更大范围的优化配置，以增加可再生能源的消纳、提高电力系统的运行效率、降低全社会用电成本。跨省跨区容量机制的完善将有利于提升省间输电通道利用率，推动不同区域电网间的互联互济，更好发挥市场在资源配置中的决定性作用。从短期来看，应针对现状尽快理顺省间容量机制衔接；中长期来看我们应该探索市场化的容量机制。因此应对省间衔接机制及国外典型的容量市场机制进行研究。

（一）正确理解跨省跨区交易的省间衔接机制

《国家发展改革委办公厅国家能源局综合司关于加快推进电力现货市场建设工作的通知（发改办体改〔2022〕129号）》（以下简称“129号文”）明确要求落实跨省跨区交易与省内现货市场在经济责任、价格形成机制等方面的动态衔接，跨省跨区交易卖方成交结果作为送端关口负荷增量，买方成交结果作为受端关口电源参与省内出清结算，省间交易结果作为省间交易电量的结算依据。有序推动跨省跨区优先发电通过“网对网”“点对网”方式开展市场化竞价，推进多年度长协交易。循序渐进推动“点对点”交易，在部分具备条件的现货试点地区进行探索。

实际上，早在《电力现货市场基本规则》中即明确了“卖方成交结果作为送端关口负荷增量，买方成交结果作为受端关口电源”的思想，129号文在省间现货的基础上将这种衔接方式扩展到了省间中长期交易。这种衔接方式对于各类型省间交易或省间机制衔接均有很好的借鉴意义。卖方成交结果为何要作为送端关口“负荷”？因为对于送端省份来说，用电需求分为两类，一类是省内用电需求，另一类是“外送需求”，二者均需要省内发电进行供给，因此外送电首先需要作为送端关口的用户承担省内的经济责任后（理论上应包含用户侧承担的电能量、辅助服务、容量电价等与省内用户无差别的经济责任）再参与省间交易。买方成交结果作为受端关口电源参与省内出清结算也是基于相同的道理。通过这种省间衔接的方式即可完成送端省内供给-送端关口需求-受端关口供给-受端省内用户需求的摆渡。这种形式即明确了送受端权责，避免了跨省相关经济责任的不清晰。

（二）我国的煤电容量电价及国外典型容量市场机制

我国的煤电容量电价。1501号文出台后，我国正式确立了煤电容量补偿机制，有效推进电能量市场、容量市场、辅助服务市场等电力市场的高效协同建设，逐步构建起能够准确反映电量价值和容量价值的两部制电价机制。这为未来在更广泛的范围内建立统一的容量补偿机制奠定了坚实的政策基础。

国外典型容量市场机制。在容量市场中，卖方通常是提供容量资源的供应商，其交易标的为可用的容量资源。目前，这些资源主要由电网公司（作为市场运营机构）代为采购，而相应的容量费用则由用户端承担。以PJM市场为例，PJM的容量市场是一个充满竞争的市场，该市场采用基于可靠性定价（Reliability Pricing Model, RPM）的机制，通过拍卖方式来确定发电容量的价格。这一机制的核心目的在于确保发电容量的充裕性，并激励发电厂商进行必要的投资，以满足不断增长的电力需求并预防潜在的电力短缺。

自2007年起，美国开始实施基于可靠性定价模型的容量市场，该模型主要包含三个部分：配额分配、资格审核和市场交易。首先，根据预测的总容量需求分配负荷服务商（Load servers）和容量拥有者（Resource owner）的责任，其中，容量拥有者包括PJM区域内的现有机组、规划中的机组、可减少的电力负荷，以及合格的输电网络升级项目和区域外的机组。接下来，负荷服务商和容量拥有者可以通过分配责任或双边交易来履行他们的容量责任。对于未能满足的部分，将通过拍卖的方式进行购买。在这个过程中，负荷服务商将购买容量信用，以满足全部或部分机组的容量义务。

市场主体在完成月度市场和日市场的报价后，PJM会根据买卖双方的申报进行出清组织，确保出清价格与边际成交卖盘的报价相等，所有交易均以统一的市场出清价格成交。鉴于PJM电力市场中阻塞问题较为突出，特别是由于线路传输受阻导致容量短缺，因此容量市场实施分区定价，其价格由区域容量结算电价与区域电网约束容量加价共同构成。若市场参与者在月度容量信用市场上出售了过量的容量信用，以至于无法履行自身的最终机组容量义务，那么他们必须通过日容量信用市场或双边交易来获取足够的容量信用。否则，根据PJM的运营规则和可靠性保障协议（RAA），他们将面临相应的处罚。

我国跨省跨区容量机制及容量市场相关问题

当前我国煤电容量机制仍存在很多问题。一方面，跨省跨区容量机制未实现省间省内的有效衔接，造成经济责任的不明确。另一方面，缺乏基于顶峰容量需求的容量市场化定价机制，而行政定价的过高过低可能导致容量过度投资或紧缺问题。

（一）跨省跨区容量机制无法实现省间与省内的有效衔接，造成权责不明确

按照我国当前跨省跨区电力交易的传统交割点设置习惯，送端电源、受端电网均在固定的关口交割，基于跨省跨区电力交易合同进行省间送电，并按照省间现货及省间中长期交易规则进行结算。然而在省间的衔接层面，当前除了蒙西，大部分地区并未严格执行129号文“卖方成交结果作为送端省内市场的负荷，买方成交结果作为受端省内市场的电源，并参与各自省内现货出清或省内中长期合同偏差结算”的电能量交易衔接机制，造成电能量市场经济责任不清晰进而产生不平衡资金等问题。不仅129号文的省间衔接机制在多省未落实到位，容量电价机制、辅助服务等也未参考129号文思想执行。

未参考129号文省间衔接思想执行跨省容量机制，造成跨省跨区煤电容量补偿电费的分摊机制不明确，不同区域间如何合理分配容量调节成本也迟迟无法达成共识。现阶段，跨省跨区容量电费主要体现在跨省跨区交易电价中，即交易电价含容量电费，其中点对网机组仅在交易公告中明确交易电价含容量电费；网对网机组参与跨省跨区交易后，省内容量电价将按外送比例进行折算。点对网机组和网对网机组均打破了原有容量电价设计逻辑，增加了外送机组参与跨省跨区交易的复杂程度，不利于市场对电力资源配置的进一步优化。

（二）容量电价的市场化定价机制尚不完善，价格偏离实际价格水平可能导致容量的过度投资或紧缺

由于缺乏市场化的容量电价定价机制，可能造成容量电价水平在部分区域偏高或偏低。一方面，可再生能源的快速增长可能导致当前煤电容量电价水平无法保障煤电的健康发展。我国作为全球最大的发展中国家，受限于富煤贫油少气的国情，在可预见的未来，煤电机组将继续作为顶峰保供的主力机组长期存在。随着可再生能源的迅猛发展，传统的“鸭子曲线”正变为“峡谷曲线”，可再生能源机组在更多的时段成为现货定价的边际机组，同时其发电边际成本基本为零，在电力现货市场中越来越多的时段现货价格显著低于火电机组的变动成本，同时可再生能源发电量的提升导致火电机组利用小时数逐年下滑，火电机组无法通过足够的现货高价回收固定成本。此外，碳排放等环境成本的增加，进一步加剧了火电机组的成本劣势，火电机组更难以仅通过现货电能量市场实现合理收益。若缺乏足够的投资激励，可能导致电力系统的有效容量不足，进而影响电网的安全稳定运行。另一方面，当前的煤电容量电价为固定补偿，缺乏基于顶峰容量供需比的市场化调整机制，若固定的补偿额度不足可能无法有效促进新增投资，进而造成电力系统长期顶峰可靠性不足。实际电力市场中，现货电价很容易出现大小年特征。在大年，新能源、水电出力小，供需紧张，高电价持续期长，火电企业利润丰厚，能回收部分投资成本；但在小年，新能源、水电大发，市场供需宽松，电价持续低迷，容量电价可以有效填补火电企业部分固定成本，但经营仍将面临一定的困境。同时，火电企业的融资条件并不必然与电力市场供求波动保持一致，小年时，火电企业也要承担融资成本支出，支出与收入的差距可能使火电企业难以经营。火电企业很难在市场中提前做出防范，必须承受市场波动的风险，容量电费过低会导致补偿力度不够，难以激励容量资源投资甚至影响电网安全；过高则会带来容量过投资进而造成资源浪费。

相关建议

1501号文主要解决了当前电力市场面临的矛盾和挑战，该政策具有明显的应用场景和时间约束，要使其成为长期有效的容量补偿机制，仍需对一些方面进行改进和完善。由于当前煤电容量电价的市场化定价机制尚不完善，政府主管部门很难判断容量补偿标准是否适当，也无法对煤电容量补偿电价实施有效监管。

基于以上问题，笔者对煤电容量电价机制的再设计提出建议：一方面，基于129号文省间衔接思想理顺跨省跨区容量机制，卖方成交结果作为送端关口的省内负荷承担与省内用户一致的容量电价责任，买方成交结果作为受端关口电源获取与受端省内电源对等的顶峰容量电费。另一方面，逐步发展建立容量市场，以应对可再生能源快速发展可能导致的顶峰容量短缺。以下针对这两点具体分析：

（一）基于跨省跨区交易完善容量电价的省间衔接机制

加强跨省跨区容量机制与省内市场在经济责任、价格形成机制等方面的动态衔接，以跨省跨区交易卖方成交结果作为送端关口负荷增量承担送端省内的容量电费责任，省间交易为不包含容量电价项目的电能量交易，省间成交后买方成交结果作为受端关口电源向受端省内收取容量电费。以上方式可实现容量电费支出及收取权责清晰，送端及受端省内的电源及用户均各自按照省内容量细则结算即可。

（二）完善容量电价的市场化调整机制并推动容量市场建设

逐步建立市场化的容量机制。一是建立动态调整机制，根据实际外送计划和各省供需状况调整收费标准。在供应紧张的地区，适度提高费用标准可以鼓励更多的电力供应；而在供应相对充足的地区，适当降低费用标准则可以减轻用户负担。二是适当加快容量市场建设，通过市场化的容量电价信号激励投资并保障投资量处于合理水平，有效避免不够合理的定价可能导致的顶峰容量短缺或过剩。三是加强容量市场和电能量市场的衔接。基于容量市场价格机制合理确定电能量限价水平，完善辅助服务的品种设置和价格机制，共同促进短期顶峰保供和长期顶峰容量充裕。同时，应建立有效的监管机制。通过必要的惩罚措施确保电源企业履行合同，确保容量市场机制合理，并防止虚报容量、交易套利等问题的发生。建立电力市场监管机构或委托第三方机构进行监管，定期对容量市场机制评价，监管容量费用收支情况，以维护电力市场的秩序和稳定。

按照《中共中央关于进一步全面深化改革 推进中国式现代化的决定》要求，我们应推动生产要素畅通流动、各类资源高效配置、市场潜力充分释放，建设全国统一电力市场。与电能量市场的省间衔接机制相同，容量电价机制的省间衔接机制设计也是打通省间壁垒的关键。当前我们应基于129号文精神做好容量电价省间衔接机制设计，推动电能量、辅助服务、容量机制等的进一步统一，有效助力全国统一电力市场的顺利建成。