2021年12月22日 | “双碳”目标下保障发电容量充裕度的矛盾与建议

中国储能网讯：国外电力容量充裕度保障机制及启示

田士君  张凡  马莉

（国网能源研究院有限公司）

发电容量充裕性对保障电力安全供应非常重要。随着现货试点的加速推进和新能源渗透率的不断提升，电力系统对灵活调节资源的需求更加突出，然而现行市场机制下煤电机组全部进入市场面临利用率下降、投资难以回收等问题，系统发电容量充裕度面临挑战。本文对国外容量机制实践经验进行梳理，为我国容量市场设计提供参考。

一、“双碳”目标下我国保障发电容量充裕度面临两大矛盾

去年以来，我国相继提出碳达峰碳中和目标、构建以新能源为主体的新型电力系统。能源活动是二氧化碳最主要排放源，约占我国全部二氧化碳排放量的87%，电力行业约占能源活动二氧化碳排放总量的41%。我国实现碳达峰时间紧、任务重，给新能源发展带来重大机遇，也给煤电等化石能源发电发展带来较大不确定性。随着“双碳”目标落实和新型电力系统建设，保障容量充裕度面临的两大矛盾日益突出，迫切需要建立容量充裕度保障机制。

一是新能源大规模发展和支撑性电源不足的矛盾。2020年我国新能源装机达5.34亿千瓦，约占总装机比重的四分之一，而作为重要支撑性电源的煤电，装机比重则首次降至50%以下。国务院印发的《2030年前碳达峰行动方案》提出，到2030年，风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上。预计到2030年，我国新能源发电装机将突破16亿千瓦，装机占比将超过40%，有望成为我国第一大装机电源。到2060年，新能源发电量占比超过50%，成为电量主体。预计“十四五”期间，新能源年均新增装机1～1.2亿千瓦，年均增速15%以上。随着新能源并网规模的加大，系统调峰能力不足的矛盾日趋严重，安全运行和平衡调节难度大幅增加。未来新能源的大规模发展和支撑性电源不足的矛盾将愈发凸显，严重威胁电力系统安全运行。

二是电能量市场的短期逐利性和保障发电容量投资建设的长期性存在矛盾。一方面，燃煤发电和工商业用户全部进入市场，发用两侧量价开放程度大幅提升，电力资源配置方式由计划向市场转变。“计划电量”和政府定价的退出，使得在市场供过于求时，发电企业失去了原本相对稳定的固定成本回收保障机制，面临的投资风险大幅增加。另一方面，现货市场加速推进，第一批8个省级现货市场试点已全部开展结算试运行，第二批5个试点已经公布。电力现货市场是基于变动成本进行竞争的市场，基于短期边际成本的现货价格使得边际机组无法反映固定成本，不能提供充分的投资激励。尤其是随着风电、光伏等占比的不断提升，短期发电边际成本持续降低，常规机组投资意愿降低。

二、国外保障发电容量充裕性实践经验

国外保障发电容量充裕性的方法主要有稀缺定价机制、容量补偿机制、战略备用容量机制、容量市场机制等，由于各国电力体制、市场机制等不同，各类方法在实际运用中也有所差异。

（一）稀缺定价机制

稀缺定价机制是一种应用于单一电能市场的定价机制，通过允许部分发电商进行发电容量持留，使其可通过系统运营中短时供电短缺时产生的稀缺电价回收成本并且创造收益。稀缺定价机制设计简单，所需的监管干预较少，但容易导致电价剧烈波动、出现价格尖峰，部分国家、地区发生尖峰电价的累计时间较长，可能推动终端用电价格上涨。此外，监管机构难以区分高电价是否由发电企业滥用市场力导致。

澳大利亚、美国得州等地采用了稀缺定价机制。澳大利亚的最高价格限定为13500澳元/兆瓦时；美国得州最高价格限定价为9000 美元/兆瓦时。美国得州在2019年8月12日尖峰时刻电价达到8983.88美元/兆瓦时,电价约合63元/千瓦时。2014年美国也曾出现800美元/兆瓦时的稀缺电价持续几小时的极端情况。

（二）容量补偿机制

容量补偿机制是通过监管机构制定的容量价格为发电企业提供容量补偿，帮助其回收固定成本。从经济学角度看，容量补偿机制是运用经济性监管手段对竞争性发电侧现货市场的补充。

容量补偿机制中容量价格基于边际机组的投资成本，能够合理衡量市场容量价值，容量价格变化相对平稳，但该机制较大程度上依赖于政府有关部门的管理，市场化手段应用不足。

智利电力市场中建立了容量补偿机制，主要包括三个步骤：一是制定容量电价。在智利国家能源委员会的领导下由独立顾问委员会每4 年对容量电价进行一次测算，并每半年进行一次调整。测算方法是基于系统高峰负荷期间运行的边际发电机组（一般是柴油发电机组）的投资成本，考虑投资回收周期、系统备用率、货币贴现率、通货膨胀指数、汇率等因素，确定容量电价。二是确定每台机组可补偿容量。由智利国家电力调度机构决定发电机组在负荷高峰时的可用容量，作为机组能够获得补偿的容量。三是进行容量补偿费用结算。智利国家电力调度机构只提供容量补偿的清算依据，发电企业自行进行容量补偿结算。

（三）战略备用容量机制

战略备用容量机制主要是指通过招标方式与一些发电机组（即将退出市场的老旧机组等）签订合同，当系统出现容量短缺时调用其发电容量以保障短期电力供应。相关机组不参与电能量市场，由调度、市场运营机构在紧急时段进行调用。采购发电容量的成本通过输电价格或者平衡费用回收，最终将成本疏导到用户。

战略备用容量机制下部分发电机组被剥离出电力市场之外，市场价格信号的投资引导作用无法充分发挥，也将增加终端用户的电费负担。这种机制常常作为缓解电力供应风险的一种过渡机制，未来将被更常规化、竞争化的方式取代，例如向所有类型的容量供应商开放市场，以保障有效的竞争并限制费用。

比利时的战略备用容量机制于2015年开始，并计划于2022年结束，参与主体范围主要是天然气发电机组。由输电运营机构（TSO）充分考虑发电充裕度并形成评估结果，能源部基于该结果制定战略备用机制涉及的备用容量大小。在日前批发市场中，当发电侧所申报的容量无法在现货市场价格上限（3000欧元/兆瓦时）以下满足用电需求时，或者调度机构预测到结构性的供需风险时，战略备用容量即被调用，以保障市场平稳运行和系统供需安全。市场主体以年度为周期签订第二年的战略备用合同。比利时预计每年通过战略备用机制为系统提供0.7吉瓦的容量，每年为此支付的费用约为1800万欧元。

（四）容量市场机制

容量市场以市场竞争的方式形成容量价格，实现发电容量成本回收，保障系统发电容量充裕度和长期安全稳定运行，是竞争性电力市场的有机组成。

容量市场建立了市场化的容量充裕度保障机制，能够确定目标容量水平，且容量价格根据容量需求变化产生波动，有利于发电企业根据负荷变化情况进行投资决策，并使得平均投资成本不会过高，以免推升终端用户的电价。但是，该机制中容量需求曲线（表征容量电价与总容量的函数关系）的制定难度较大，对系统预测、市场管控、技术支撑等要求较高。

英国为了更好地适应能源清洁低碳转型，于2014年引入了容量市场。容量市场由英国商业、能源和工业战略部负责政策制定和关键参数设定，英国国家电网公司为政府提供相关分析，并负责容量拍卖。政府指定机构作为容量市场结算机构。容量拍卖包括4年拍卖（T-4）、1年拍卖（T-1）、需求侧资源拍卖（Transitional Capacity Auction，TA）等。容量市场由政府指定机构或供电商作为购买方，交易方式为集中竞价或双边交易，可采用容量物理交易或金融性的容量期权交易机制。交易流程主要包括容量定额、资格及主市场拍卖、二级市场交易、容量交付、费用支付５个阶段。2014年12月，英国举行了首次针对2018年交付的T-4容量市场拍卖，成交量达到49.3吉瓦装机容量，出清价格为19.4英镑/千瓦时。2015年3月，英国政府对容量市场法规进行了修订，允许跨国输电容量参与容量市场。

各种发电容量充裕性保障机制的优缺点梳理如表1所示。

表1  保障系统容量充裕度机制对比图片

从国际经验看，四种容量机制具有明显的适用条件。稀缺定价机制主要基于电能市场，通过允许系统短时出现极高的价格尖峰实现容量补偿，适用于社会对高电价风险承受力强的地区。容量补偿机制是在政府部门指导下，通过对单位容量补偿标准和各发电机组可补偿容量的核算来实现容量补偿，主要适用于电力市场发展初期，经济社会和金融市场仍欠发达的地区。战略备用容量机制使得部分机组不能参与电力市场，往往作为缓解电力供应风险的一种过渡机制，使用具有一定局限性。容量市场机制以市场竞争的方式形成容量价格，对市场基础条件要求较高，主要适用于电能量市场发展已经相对完善的国家或地区。

三、对我国的启示

在电力现货试点结算试运行过程中，部分省份已经暴露出容量机制缺失的问题。2020年，山东和南方两个电力现货市场率先推出容量补偿机制，通过向市场化用户收取容量电费的形式补贴市场化发电机组，其中山东已正式实施，容量电价为0.991分/千瓦时。

（一）我国亟需建立容量充裕度保障机制

随着新能源发展，世界主要电力市场国家均根据本国社会、经济、市场条件建立了容量充裕度保障机制，保障发电容量与需求匹配。我国提出“双碳”目标，构建以新能源为主体的新型电力系统，电力系统面临重大系统性变革。未来新能源大规模发展、煤电装机占比下降、现货试点加速推进，发电容量充裕性对保障电力安全供应至关重要，迫切需要建立符合我国国情和电力市场阶段的容量充裕度保障机制。

（二）逐步引入需求侧响应等各类市场主体作为容量提供方，丰富容量资源

法国、英国等均允许需求侧主体参与容量市场。当前，随着通信、控制等技术的发展，用户侧资源正逐渐成为提升系统运行灵活性的重要组成部分。建议在传统机组外，逐步引入需求侧响应、虚拟电厂等各类市场主体，在通过一定技术认定后成为容量提供方，进一步丰富容量资源、降低容量成本。

（三）主动引导、加快推进全形态电力市场体系建设

美国、英国、法国等国家通过建设电能量市场、辅助服务市场、容量市场等完善市场体系，不同市场互相协同，发现各类机组的电能量价值、调节价值、容量价值。我国应健全电力市场顶层设计，推动包括容量市场在内的全形态电力市场体系建设，通过市场机制引导电源结构优化、增强系统灵活性，保障电能生产、输送和使用动态平衡，促进资源大范围优化配置。

四、对我国容量补偿和容量市场建设的建议

我国容量补偿和容量市场建设方面，建议遵循系统性、前瞻性和激励相容设计原则。

系统性原则。渐进探索式改革往往存在机制缺陷，而查漏补缺“摞补丁式”的机制设计常导致规则冗余复杂、运行效率低下等问题。目前，我国容量补偿和容量市场相关机制仍是“一张白纸”，应该系统地考虑我国未来电力供需形势，可再生能源发展现状及趋势，市场建设现状及趋势，电网发展现状及趋势，负荷现状及发展趋势等多个因素设计与电源、电网、负荷、市场兼容的容量补偿和容量市场机制。

前瞻性原则。机制方案设计既要考虑当前风、光等绿色能源仍不具备完全市场竞争力的现状，需要以保底线方式去扶持发展，同时也能兼顾到风、光、储等成本持续下降，未来甚至具备绝对市场竞争优势的前瞻发展需要。

激励相容原则。容量补偿机制应考虑在目前的电能量市场环境下火电合理回收固定成本。若过度激励，发电商没有从电能量市场回收固定成本的动力，可能导致发电商参与辅助服务市场积极性降低，不利于系统调峰和可再生能源消纳。若激励不足，会导致发电商无法在容量市场和电能量市场回收固定成本，容量市场的作用不能充分发挥。

初期，采用容量补偿机制起步。我国处于市场建设起步阶段，各方面基础条件尚不成熟，在容量市场建设初期，结合国外和国内山东、南方等地实践经验，在各现货试点省份探索建立并逐步完善容量补偿机制。容量补偿机制建议按以下步骤实施：首先，合理确定发电机组有效容量。机组有效容量的确定应充分考虑机组类型、机组固定成本等因素，并按规则折算跨省跨区送受电容量。其次，合理制定发电机组单位容量补偿费用。因地制宜地制定补偿机制是保证市场效率的基础。不同规模、不同类别的机组单位投资成本、市场盈利能力差别较大，有必要将不同机组进行分类，分别计算补贴强度。最后，合理确定容量补偿机制的结算机制。结算方式上，容量补偿的结算可以在发电侧结算，也可以选择用户侧结算。结算周期上，容量补偿的结算周期可以设置为每月结算，实际结算时还应考虑机组的基数电量占比、电能量与辅助服务市场收益、对系统容量充裕度的贡献等因素进行调整。

待市场基础完善后，建立容量市场。随着市场的建设发展，逐步建立容量市场机制，通过市场化方式激励常规火电的投资建设、保障发电容量充裕度。容量市场按照以下步骤实施：首先，合理确定容量需求曲线。监管机构通过合理设置容量需求曲线引导发电商对电源的投资。容量需求曲线体现全系统容量需求、释放价格指导信号，从而引导发电企业投资及运营，通过容量市场结算可将合理的市场价格传导到用户。其次，合理确定容量市场结算方式。结合我国电力市场建设情况，容量市场结算方式可参考美国PJM容量市场结算方式设计，即基本市场拍卖、追加市场拍卖和双边合约。基本市场拍卖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。最后，制定容量市场参与方的违约惩罚机制。发电商在容量市场拍卖过程中中标的，必须在交付年中任意时间可以有效提供不少于中标容量的发电功率。如不达标，需要对发电商罚款，未完成发电容量需求的，第一年容量报酬减半，第二年降至 25%，第三年取消其参与容量市场资格。