中能论坛丨构建合理容量市场机制 助力新型电力系统建设

来源：中国电力报 时间：2023-06-14 10:03

周云 刘东冉

　　当前，全国统一电力市场建设和新型电力系统建设交汇叠加。随着新能源规模化发展、参与市场程度加速提升，带来电力市场利益格局的深刻变化，出现传统电源顶峰、备用价值难以体现及新能源市场化收益不及预期等问题。统筹安全、绿色、经济三大能源发展要素，需要建设更加完善的市场机制，促进传统电源和新能源协调发展，助力新型电力系统建设行稳致远。

立足实际，亟待建立高成本电源市场化投资回收机制

　　在当前电力市场全电量竞价、新能源优先出清机制下，一方面，传统电源市场竞价空间收缩，边际机组报价水平顺势降低，总体上拉低了市场出清价格，各类电源在能量市场收益逐步收窄。对于高成本电源，仅由电能量市场竞争形成的价格水平往往难以覆盖机组投资，产生搁浅成本，影响可持续运营。另一方面，随着电力系统转型升级，火电等传统能源逐渐转为支撑性、调节性电源，发电量逐步减少，更多发挥调峰、顶峰、备用等作用。然而，现行电力市场机制未能提供有效价格信号反映该价值，难以引导企业投资建设。

　　因此，需解决传统电源在新型电力系统中发电利用小时数下降的问题，保证电力系统容量具有合理的充裕度。借鉴国外经验，通常有两类做法，一类是单一电能量市场配套稀缺电价机制，通过制定合理的失负荷价值曲线，设置较高的市场价格限值，并建立价格增强机制，在供应紧张时刻，机组能够获得远高于边际成本的收益，实现投资回收；另一类是电能量市场配套容量市场机制，通过制定合理的容量需求曲线，开展容量竞拍，机组可参与容量市场和电能量市场获得收益，实现投资回收。两种机制价格信号均能够激励电源投资建设，相比容量市场机制，稀缺电价机制产生的高电价存在社会接受度低的弊端，以容量补偿起步，逐步建立、完善容量市场具有一定现实意义。

瞄准当前，推动加快建立完善容量补偿机制

　　容量补偿机制是通过经济手段向所有具备条件的电源购买合格容量，容量提供者被采购后，有义务按照电力市场（电力系统）运行要求，提供合格的容量服务，并安排运行方式。

　　构建具有普适性的容量补偿机制。容量补偿机制设计原则应具有普适性，适用于所有可以提供可靠容量的机组，并根据实际提供的有效容量进行相应补偿。不宜针对某一类电源进行单独补偿，体现所有电源平等，激发各类型电源提供容量服务的积极性。可根据实际情况，以高成本电源，如煤电、燃气机组等起步，试点先行、积累经验。

　　建立科学的容量补偿实施机制。一是合理确定机组有效容量，体现对系统充裕性的贡献程度。根据机组类型，分析机组出力特性，总结出力分布规律，结合燃料存储、机组检修、非计划停运、阻塞停运、厂用电率、极端天气等情况对机组出力的影响，进行历史数据统计，精准核定机组有效容量。二是精准发布容量需求。电力市场运营管理机构根据电力系统与电力市场的发展规划和实际运行情况，综合考虑电力需求、电源装机、线路约束等因素，开展电力系统供应充裕度评估，判断未来一段时期内电力系统容量供应需求，经评估、论证后，统一公布，作为确定系统容量需求的依据。三是科学核定容量费用。容量补偿机制尽管具有一定行政特色，但不宜根据各类电源投资单独核定、一事一议，容量补偿规模以及价格水平应以市场化竞争方式形成，可由各类型电源根据发布的系统容量需求参加容量竞标，选择边际机组报价，作为全部电源费用补偿标准。

　　实施容量补偿与市场竞价有效联动。按照“通过电能量市场和辅助服务市场获得一定的边际成本补偿，通过容量补偿机制回收投资成本”的原则，一方面，推动各类电源自主参与电力中长期、现货、辅助服务市场，灵活运用容量参与市场竞价，实现多渠道收益；另一方面，建立容量补偿标准动态调整机制，逐步降低容量补偿覆盖机组有效容量的比例和补偿水平。

　　设计合理容量补偿费用疏导机制。建立容量补偿机制属于政府价格政策，目的在于保障各类电源投资成本回收，保障电力系统安全稳定运行，确保用户可靠用电。原则上，容量补偿费用应向用户进行疏导。疏导方式有两种，一是纳入输配电价疏导，可由电网企业先行向发电机组支付，形成输配电价加价，向用户收取，容量补偿费用的改变通过输配电价监管周期滚动调整；二是纳入用户电价疏导，形成电价加价，直接向用户收取。

着眼未来，加快建立完善容量市场长效机制

　　随着电力市场运行成熟，不同层次市场有效融合，中长期、现货、辅助服务市场协调运行，市场化价格形成机制日趋完善、市场主体参与能力全面提升，有必要推进容量补偿机制向容量市场发展，促进容量市场与各类市场有效衔接。通过建成完备的市场体系，释放有效价格信号，激励各类资源充分发挥自身价值，保障电力系统可靠运行。容量市场的实施关键在于确定合理的目标容量、需求价格和交易机制。

　　建立充裕度评估机制，精细化确定容量需求。随着新能源建设规模激增，充裕度评估应全面覆盖系统容量需求、备用需求、灵活性需求等。常态化开展长期、中期和短期评估，提供容量需求信号。长期评估逐年发布未来5至10年负荷预测、发电容量规划、输电容量规划，确定长期目标备用水平；中期评估考虑输电阻塞等情况，逐季发布未来2至3年目标备用水平；短期评估进一步考虑设备检修、停运等状况，逐日发布未来一周目标备用水平。

　　开展容量市场模拟，科学制定需求曲线。需求曲线是容量市场核心，决定了容量市场出清价格是否合理、出清容量能否满足系统可靠性需求。需求曲线形状主要由系统可靠性需求（Q）和新建机组净成本（P）决定。其中，系统可靠性需求通过市场充裕度评估确定。以美国PJM电力市场为参考，将联合循环燃气机组作为新建机组，考虑我国电力市场电源结构情况，可选择容量适中的燃煤机组为新建机组。

　　容量价格随市场容量供需变化而变化，如市场容量供应达到1.05Q，容量价格下降至0.2P；市场容量供应达到0.97Q，容量价格提升至1.5P，并维持不变。不同价格系数的设定影响市场效率和市场费用，应通过精细化容量市场模拟，优化形成最优曲线。

　　设计科学竞拍机制，提升容量市场效率。容量市场应设计丰富竞拍方式、提升竞拍频次，以增强市场流动性，扩大市场竞争规模，降低市场竞拍价格。通过建立统一拍卖平台，以集中竞价方式，开展基本拍卖、追加拍卖，基本拍卖可提前5至10年举行，追加拍卖可分别在容量交付前的36个月、20个月、10个月、3个月进行。除集中拍卖外，通过场内、场外的灵活方式，组织开展容量双边协商交易，自行协商交易的容量数量与价格。

　　建立价格增量机制，激励提供实时容量。通过容量市场基本保障了长、中、短期系统容量供应充裕，但一定程度上形成与能量市场割离，可通过优化市场机制，保证可靠与效率的统一。电力市场运行时，日前确定发用电计划后，可滚动开展实时的可靠性机组组合，设置备用价格增量和可靠性价格增量，应对日内负荷变化、发电变化、线路变化带来的备用不足等特殊情况，激励灵活性资源实时提供容量服务，在市场出清价格基础上获得电价增量。（作者单位：电力规划设计总院双碳技术研发中心）

责任编辑：吴苏灵