关于股票的交易林伯强：容量市场机制是电力市场改革的重要方面︱能源思考

发布日期：2024-08-09 09:12 点击次数：181

2024年陕西省政府专项债券(九期)已发行结束，根据财政部有关规定，本期债券于2024年8月1日起在深交所上市交易。本期债券为10年期固定利率附息债，证券编码“197838”，证券简称“陕西2420”，发行总额445.5909亿元，票面利率2.31%。

双碳目标驱动下，新能源将逐步成为我国的主体电源。随着新能源机组的接入，电力系统供电的灵活性与充裕性不足的问题将会日益凸显。其中，造成供电充裕性不足的直接原因就是可靠容量不足。逐渐增加的新能源发电机组确实可以提供非常丰富的电能量，但其对应的可靠容量却不高，无法应对可能出现的负荷突变和发电机组故障。此外，在现有的电能量市场和辅助服务市场机制下，提供容量支撑的电力资源收益往往存在难以覆盖成本的情况，无法解决供电充裕度不足的问题。

从电力市场保障发电容量充裕性的机制上看，当前国内外主要采用的模式有稀缺电价、固定成本补偿机制、容量市场机制等，还有一些衍生出的可靠性期权等带有金融属性的机制。澳大利亚、美国得州等采用的是稀缺电价模式。将电能量市场价格上限与失负荷成本挂钩，通过电能量市场供需紧张而产生的高电价，一定程度反映所在地区发电容量充裕程度的不足，但容易造成价格的大起大落。而且这种波动性使得投资者实际上也很难完全根据短时供需紧张信号去做长期投资决策。相对稀缺电价，在电能量价格上下限控制在合理区间的国家，会采用成本补偿或者容量市场机制以给予容量投资回收一个相对稳定的预期，来引导资源投资。如智利、西班牙以及我国煤电、气电、抽水蓄能等采用容量补偿机制。该模式是对提供有效容量的资源给予直接的固定成本补偿，实现刺激发电容量投资。而美国PJM、英国等采用的是容量市场机制。不同于成本补偿机制中由行政定价确定补偿金额，该模式是将资源可用容量作为交易标的，通过市场竞争形成容量补偿价格。多种资源经评估以可靠容量参与到容量市场竞标。

鉴于我国电价政策以稳定为基调，无论是中长期交易还是开启现货市场试点的地区，对电能量价格设置的上下限价格进行了控制。如对煤电的中长期交易设置上下浮动原则上均不超过20%，大多数省份的现货申报价格上限为1.5元/度。在价格上限管制的情况下，固定成本难以通过电能量市场回收，不能有效引导对长期可靠容量的投资。因此，作为补充，需要设计相应的容量成本回收机制，以保障容量的长期充裕度。除了过去对气电、抽水蓄能给予的容量补偿外，今年1月份我国按照《关于建立煤电容量电价机制的通知》要求，各省市正式启动了煤电的固定成本容量补偿机制。但此种容量补偿方式更多是由政府或监管机构来核定容量电价，是一种类行政的做法，对何种资源进行补偿也具有指定性。随着中长期市场和现货市场的完善，亟须探索以容量供需为基础的容量市场机制，通过市场化手段为容量定价，并实现容量市场参与主体的多元化。

容量补偿机制存在的问题

容量补偿机制可以起到一定的激励效果，但是无法取代容量市场机制，其主要原因是容量补偿机制存在以下四个问题。

一是现行的容量补偿机制主要用于解决火电机组的部分成本回收问题，但无法有效激励风光储等其他多类型资源提高有效容量水平。特别是在当前双碳目标的背景下，无法鼓励其他低碳、近零碳的新型容量资源投入。

二是不同类型不同服役年限的容量资源主体的固定成本不同，对固定成本的回收需求也不相同。与风电、光伏等新型电源相同，煤电亦存在可靠容量的概念。仅服役年限不同的煤电机组亦对应着不同的可靠容量。通过市场化手段形成的容量定价机制更能反映容量资源的差异化质量。

三是事前制定的确定性容量补偿价格难以反映电力系统中容量充裕性的波动。不打破确定性容量补偿价格，容量充裕度周期性波动与确定性容量补偿价格之间的矛盾将更加难以调节。

四是容量费用支出并不能得到相应的容量交付。容量资源的差异化质量难以通过可靠容量评估机制直观体现，在确定性容量费用的情况下，容易造成低质量容量资源挤占高质量容量资源的“劣币驱逐良币”现象。

容量市场演进路径展望

在短期，火电是电量供应主体，也是保证新能源优先出清的前提，若火电在电力市场中的竞价空间被压缩，那么仅由电能量市场竞争形成的价格水平难以回收初始固定投资。而非水可再生能源尚未完全进入市场且不少存量项目仍有补贴收益。因此，在这一阶段，先将火电纳入容量市场，还可以将已参与电量市场的核电、水电、储能等具有较高可靠容量的资源也纳入容量市场。另外，在对新能源可靠容量评估的基础上，引入少量无补贴参与电量市场的新能源主体入市，为未来培育以新能源为主体的容量市场意识。在具体试点选择上，可以选择电力现货市场连续运行的地区，且在容量供应相对宽松的情况下，建立简单且操作性强的容量市场，并探索电容量市场和电能量市场、辅助服务市场的衔接方式，解决新能源接入带来的供电充裕性和调节性不足等问题。比如在电力现货市场已进入正式运行的广东、山西等地，对火电、新能源和独立储能等已入市的资源，可以考虑在现货市场正式运行1~2年更加成熟后，开展多元资源的容量市场试运行。

在中期，新能源发电逐步追赶上火电发电量，并基本上进入市场化交易。在这一阶段，进一步细分容量资源价值，逐步放宽多类型电源参与容量市场的准入门槛，提高新能源主动提升可靠容量和参与容量市场的热情。在多类型电源参与容量市场之前，必须形成有效的可靠容量评估机制，保证新能源和煤电同台竞争的公平性。促进容量资源价值挖掘的容量市场机制不断健全，初步建立涵盖电能量市场、辅助服务市场、电容量市场的较为完善的电力市场商品交易体系。

在长期，新能源逐步成为电量供应主体。在这一阶段，通过区分不同容量类型，从低碳发展目标和灵活调节能力等方面体现出不同容量资源的差异性价值，在此基础上完善可靠容量评估机制，形成价格引导容量资源投资的市场格局。通过分区出清和体现容量资源差异化价值的市场机制建设，推动容量市场成为引导电源建设和容量资源价值挖掘的主要手段。其中，必须持续强化可靠容量评估机制，完善供应商信息披露制度。可靠容量评估机制和容量供应商信息披露制度是各类型容量主体同台竞争的前提，是形成随容量充裕度水平波动而波动的容量价格需求曲线的关键，是容量市场持续健康发展的重要保障。

建立容量市场机制的建议

在推动容量补偿机制向容量市场机制的过渡阶段，需重点关注现行容量补偿机制的不足，在容量市场机制设计上尽可能精准解决容量补偿机制存在的问题。

第一，在实施容量补偿机制的过渡阶段，尽管容量补偿机制的设计主要是为了补偿那些提供了容量支撑但无法回收成本的资源，当前可能以火电为主，但还是要尽可能考虑市场的公平性原则，在容量补偿上也给予其他电力资源相应的补偿主体地位，以各类资源实际能够为系统提供的可靠容量作为补偿依据，根据“同工同酬”原则界定各类资源容量价值，予以合理补偿。比如山东在容量补偿方面，尽管评估可靠容量的方法有待逐步完善，但从资源品种上，就纳入了进入电力市场的核电、风电、光伏、独立储能、虚拟电厂等多种资源。

第二，建立体现灵活调节能力和碳排放水平的可靠容量评估机制。有效评估包括风光储多类型资源的可靠容量水平，形成基于可靠容量获得回报的容量市场机制，以激励煤电电源之外的多类型资源主动提升可靠容量水平，之后再按需求关系交易。通过不同的评估和约束机制，从容量市场的统一出清转向差异化的分区出清。比如以峰时阶段提供可靠容量的角度进行评估，配储和不配储的差异化运行情况进行评估等，建立健全不同资源可靠容量测算的方法学。另外，应对气候变化和减少碳排放也是未来电力系统的重要任务。从容量供给侧来看，容量供给商可以按照可靠容量评估机制的评估结果，在市场交易中披露其低碳属性。从容量需求侧来看，可以在容量采购需求中增加低碳约束条件，或者在同等条件下低碳属性的资源优先中标等方式，促进低碳的容量资源得以优先发展。

第三，引入基于可靠容量的容量市场成员交易体系。由市场参与主体决定容量交易价格，把定价权交给市场。面对新旧机组同台竞争、不同资源容量能力高低差异化严重等现象，容量市场机制除了要做好可靠容量水平的差异化评估，还要建立起公开透明、公平公正的交易体系。其中，政府主管部门和监管部门要做电力规划和未来可靠性容量需求，负责可靠性容量评估与考核。系统运营商根据负荷预测、可靠性要求等提供容量需求曲线对准入主体公平开放拍卖。容量供应商披露参与市场资源的服役年限、种类等基本情况，并以经评估后的可靠容量参与容量竞价。这样市场主体以不同的可靠容量水平参与市场竞争，自然形成了不同资源的差异化容量电价。

第四，形成能反映容量充裕性水平变动的容量需求价格曲线。容量市场价格随容量供应充裕性水平的波动而波动。容量供应充裕性高应对应低的容量价格，容量供应充裕性低应对应高的容量价格。具体地，基于机组预计净成本回收缺额，确定目标容量需求对应的购买报价，再以目标容量需求报价为基准，设计购买曲线，形成容量备用充裕度越大，购买价格越低的需求价格曲线。

第五，引入反映容量交付表现的容量交付和考核机制，并将历史容量交付表现记录备案。激励多类型容量主体提高可靠容量供应能力，保障电力系统实时运行过程中的电力容量供应。明确容量价值的内在体现，在此基础上，综合容量交付考核结果和历史容量实际交付表现，动态调整容量主体的可靠容量。

（林伯强系厦门大学中国能源政策研究院院长，黄辉系自然资源保护协会项目主管，吴婧涵系自然资源保护协会项目官员）

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