杨 娜, 江海龙, 李永波, 程鸿鹄, 任曦骏, 叶钰童, 刘 丽

(1.国网安徽省电力有限公司经济技术研究院, 安徽 合肥 230022;2.安徽电力交易中心有限公司, 安徽 合肥 230061)

0 引言

2022年国家发改委、国家能源局《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》和《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》分别明确“引导各地区根据实际情况，建立市场化的发电容量成本回收机制，探索容量补偿机制、容量市场、稀缺电价等多种方式”[1]和“探索容量市场交易机制，深化输配电等重点领域改革，通过市场化方式促进电力绿色低碳发展”[2]。国家发展政策与能源规划将新型电力系统绿色低碳发展的关键问题与容量成本回收市场化机制的保障作用紧密联系起来。

安徽作为第二批电力现货试点省份之一，随着省内新型电力系统和电力现货市场建设，电力容量充裕度问题愈发严峻，原因包括：(1)供需矛盾逐年增大。2022年一季度全省全社会用电量708.1亿千瓦时，同比增长11.7%[3]，电力需求快速增长。《安徽省能源发展“十四五”规划》指明安徽“已成为全国最缺电的省份之一”并面临“‘外电入皖’起步晚、规模小”的问题[4]。(2)稳定调节电源短缺。安徽新能源大规模并网的同时燃煤机组退役数量增加，由于缺失固定成本回收，存量火电转变为调节或备用机组的渠道受阻，将倾向于报废，加剧峰荷时期容量缺口。(3)蛛网模型市场风险。若以存量电力市场竞争引导增量电源发展，由于电源建设周期长，其时间滞后性将造成周期性的发电容量剩余和短缺。(4)现货价格信号缺失。以零边际成本的新能源为主供电源的电力现货市场，分时、分区价格信号消失，因而无法保证火电在市场的生存空间，过渡期将缺失保障性容量资源。

容量成本回收机制是解决安徽容量充裕度问题的重要手段。一方面，市场化机制给予电源侧稳定的成本回收预期，足以激励发电资源建设。另一方面，容量机制和电能量市场机制各司其职，分别回收电源固定成本和变动成本，有助于中长期规避风险、现货发现价格，理顺价格机制，推动电力市场体系健康发展。目前对容量成本回收机制的研究分为以下三类：

第一类是典型机制研究。其一是必要性论述，从现货电能量市场的电源收入缺失问题[5]、新能源规模化并网影响[6]两方面，论证容量成本回收机制建设必要性。其二是适用性分析，有学者归纳英国容量拍卖市场沿革和设计原则[7]，对比美国德州和PJM、澳大利亚容量机制申报、市场力控制及适用条件[8]，总结典型机制实施流程[9]，分析可靠性、可行性和经济效率[10]；也有研究结合英美电力现货模式，与分散式、集中式市场相适的容量市场特点及触发条件[11]；文献[12]假设发电企业风险中性，定量分析稀缺定价、容量拍卖和可靠性期权的最优容量引导力，结合电力市场现状分析适用性。

第二类是个性机制设计。按落脚点分为三类，一是为解决地域电源结构性问题，文献[13]提出适合南方区域广东的容量市场机制及发展路径，文献[14]针对川滇等水电丰富省份特性，设计燃煤机组的电量+容量两部制电价及电力系统备用补偿金制度。二是为适应新能源规模性渗透，文献[15]根据新能源及需求响应资源可信容量计算方法，提出容量市场发展路径建议；文献[16]研究内嵌能源结构约束的现货运行全场景-容量双层出清机制，兼顾新能源的能源转型价值，联合容量效益与现货运行的潜在效益寻优；文献[17]构建火电投资决策-现货双层出清机制，分析不同新能源渗透率下火电容量补偿价格对火电决策和现货市场运行的影响。三是为引导电力供需长期均衡，文献[18]设计供需互动、虚拟投标商分担风险的容量市场机制；文献[19]根据市场机组单位有效容量的成本缺额平均值确定补偿标准，建立与高比例新能源系统相适应的容量补偿机制。

第三类是市场重构设计。文献[20]根据新型电力系统特征，重构包括新能源分时容量和灵活性资源实时调节的新型电力市场，解决现货分时分区价格信号失灵、无法体现电源供电价值差异、缺乏激励新能源主动降低波动的机制等问题。

综上所述，国内对各类典型容量成本回收机制建立的必要性、适用性及特点已开展广泛研究，有从电源结构、适应新能源渗透和引导电力长期供需平衡的角度出发的个性化容量机制设计，也有前瞻性强的机制重构研究。但是，当前鲜有研究综合地域新型电力系统结构及电力市场现状，构建针对性解决电源容量成本回收受阻个性问题的、可落地的阶段性实施方案。

因此，本文结合安徽“十四五”规划、新型电力系统建设要求和电力市场发展趋势，从各阶段面临的发电容量充裕度问题出发，提出相适应的发电容量成本回收机制建设路径。首先根据安徽新型电力系统特征及要求，分析容量成本回收渠道构建的关键问题；然后结合典型机制调研，提出机制建设思路；最后针对安徽源-荷-网结构及电力市场现状，具体化初期过渡、衔接完善和容量市场三个阶段的关键机制内容，形成完整可落地的建设路径。

1 容量成本回收机制的适用性

1.1 安徽新型电力系统建设现状

2021年安徽省人民政府发布《安徽省国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》[21]，明确推进“外电入皖”特高压输电通道建设，强化骨干网架结构，打造长三角特高压电力枢纽；加快主干网架结构升级，构建坚强地区环网；提升长三角电力互济互保能力。结合统计局数据及“十四五”规划分析，安徽新型电力系统发展具有以下特征：

一是电源结构。截至2021年底，安徽发电装机容量8 465.74万千瓦，其中火电67.8%、光伏20.2%、风电6.0%、水电6.0%[22]，火电占绝对主导地位。按照安徽“积极构建新型电力系统”及“十四五”可再生能源发展目标，到2025年低碳电源装机新增2 000万千瓦、低碳电量新增316亿千瓦，同步推动煤电灵活性改造[4]。因此，安徽将逐步形成低碳电源为主+灵活电源支撑调控的电源结构，火电逐步保容减量、战略备用。

二是负荷特性。现状为“北电南送、皖电东送”格局，负荷中心位于安徽南部。根据“实施能源需求侧管理、提高能源综合利用效率”和“扩大清洁能源终端应用规模”的规划，安徽用电侧将向多样、智能、灵活形态发展，并具备双向互动的需求响应能力。

三是电网结构。省内以长江、淮河为界，分为皖北、皖中、皖南电网；省间经4回1 000千伏、7回500千伏通道与华东互联，形成“四纵三横”500千伏网架结构。按照安徽“坚持集中式与分布式建设并举”的“大力发展绿色低碳能源”规划，安徽电网将逐步发展为大电网与分布式电网兼容互补，交直流混联、柔直网、主动配网、微网多形态并存；同时具备绿色承载力、柔性适变力、融合发展力[23]，即“一型三力”。

四是运行特性。安徽源荷错位分布、省间断面较多，成为华中、华北与华东的电力交换枢纽。但是峰荷期关键送受通道阻塞严重，新能源网容量增加后，系统调控支撑能力愈发薄弱，容量缺口进一步拉大。另外，随着负荷侧灵活资源的丰富，电网调控将由传统的源随荷动转为源荷互动。

1.2 安徽电力市场建设现状

自新一轮电力体制改革以来，安徽电力市场体系基本建立并启动运行：

一是电力中长期市场。根据安徽电力交易中心发布的2021年电力市场年报，安徽全年市场主体同比增加50%；共开展2批次年度双边交易，1批次年度集中交易，2批次季度双边交易，12批次月度集中交易，11批次月内集中交易；直接交易成交电量1 169.06亿千瓦时、同比增长18.8%，成交均价0.381元/千瓦时，较基准价格下降0.9%[24]。

二是电力现货市场。2022年5—6月，开展第三次电力现货模拟试运行和调电试运行。发电主体包括省调公用煤电机组和增量平价省调新能源场站，省间联络线计划作为市场边界。

三是辅助服务市场。2022年上半年，《安徽省电力需求响应实施方案》和《安徽电力调频辅助服务市场运营规则》相继发布，明确调频市场与现货电能量市场顺序出清，实现辅助服务市场与电能量市场的衔接。

综上所述，安徽电力中长期-现货-辅助服务市场体系已基本建立，并积累数次试运行经验，为建立适应安徽新型电力系统发展的容量成本回收机制夯实基础。

1.3 机制适用性分析

发电容量成本回收的典型机制可分为稀缺电价、战略备用、容量补偿、容量市场和可靠性期权机制，各类机制的原理、优劣势、适用条件已有广泛的对比研究。笔者对文献[12]、[13]和[17]进行了归纳总结，对不同类别容量成本回收机制进行对比分析，如表1所示。

表1 不同类别容量成本回收机制对比分析

续表

根据上述机制对比，可以按下列考量筛选适合安徽的容量成本回收机制：

(1)稀缺电价机制必须在完备的市场力监测及监管制度下才能理性作用，而国内用户对尖峰电价敏感，且安徽初期市场监测机制有待完善，因此当前阶段不适合引入稀缺电价。

(2)可靠性期权的金融性强，国内电力金融市场尚未建成，适用性低。战略备用、容量补偿和容量市场三类机制与安徽电力市场体系平稳有序推进的建设思路契合度高，可以分阶段推进实施。

(3)长期来看，可以建成容量市场为目标，完善市场机制、提高市场运营能力；短期来看，以容量补偿为主，战略备用为辅，制定补偿标准和分摊机制，解决当前各类机组的容量成本回收问题。在设计各阶段的关键机制时，还需充分考虑机组特性及实践难度，避免过补偿、欠补偿问题发生。

2 基本建设思路

2.1 关键问题

在建设安徽容量成本回收机制过程中，需理顺几个关键问题：

(1)各类机制面向的市场主体范围；

(2)容量补偿标准和其他电力市场收益的关系，避免过补偿、欠补偿；

(3)各类资源的有效容量评估办法；

(4)容量市场的目标容量和需求价格曲线的制定方法；

(5)容量市场中成本差异大的容量资源分类竞价、存量与增量电源同台竞价问题；

(6)容量市场如何有效引导增量电源的时间和空间布局；

(7)容量市场交易模式、费用结算与分摊机制的确定。

针对上述关键问题、分阶段设计适应安徽新型电力系统发展的容量成本回收机制。

2.2 阶段设计

分初期过渡、衔接完善和容量市场三个阶段，建立安徽容量成本回收机制。

(1)初期过渡阶段：针对存量电源在电能量市场固定成本回收不足导致入不敷出、经营困难的问题，设计战略备用、容量补偿机制分别补偿退役、在运机组。初期补偿对象为安徽主体电源即燃煤机组，根据政策发展要求适时扩大补偿主体，引入电网侧独立电储能、抽水蓄能电站等。

(2)衔接完善阶段：完善初期容量补偿机制与其他电力市场的衔接建设，包括容量补偿机制与电能量、辅助服务市场在规则、补偿标准方面的关联问题。

(3)容量市场阶段：在前两个阶段基础上，研究建立容量市场。考虑容量型资源投资成本差异性，分类别开展容量竞价；建立存量与增量电源的同台竞价机制；根据安徽电网和电力市场发展规划，设计主容量交易、补充容量交易、双边协商和容量权转让交易体系。

3 发展路径及关键机制

3.1 初期过渡阶段

采用战略备用与容量补偿相结合的机制，前者补偿待退役火电的有效容量，后者补偿在运火电的有效容量。适时引入电网侧独立储能、抽水蓄能等容量资源，引导灵活性调节资源建设。

3.1.1 战略备用机制

补偿对象：老旧、待退役的、发电成本高的火电机组。

机制原理：市场运营机构额外采购一部分老旧机组容量、供紧急情况调用，战略备用的火电机组不能参与其他电力市场。该机制适用于保有一定数量的待退役机组的地区，因此安徽适合将战略备用机制作为容量成本回收过渡机制之一。

补偿方案：如图1所示，首先，按年度评估全省电力容量需求缺口，确定战略备用需求。其次，机组自评估后申报可用容量及运行参数，运营机构根据申报选定战略备用机组。然后，按核算办法及申报参数确定所选机组有效容量和单位容量年化固定成本。再者，为保障所选机组在实际调用时的容量可用性，对其未激活时段的有效容量开展不定期核查、激活时段按实际响应开展考核。最后，根据核算办法和考核结果计算年容量补偿费用。

图1 战略备用机制实施流程图

3.1.2 容量补偿机制

补偿对象：参与市场化交易的在运机组，包括火电、水电、新能源等类型电源，过渡阶段针对火电进行容量补偿。根据市场发展适时引入对电网侧新型储能、抽水蓄能、负荷聚合商等新型主体的容量补偿机制。

机制原理：根据容量补偿标准和机组有效容量支付补偿，补偿标准由价格主管政府部门基于各类电源固定成本制定，难以反映容量的时空价值。电力市场初期适合由政府引导，因此安徽过渡阶段采用容量补偿机制对在运机组进行补偿。

补偿方案：如图2所示，首先，估算现阶段各类电源在各个市场的收入(中长期、现货电能量以及辅助服务市场)，得到机组单位容量年化固定成本和在其他市场单位容量年收益。其次，由政府组织测算，基于历史供需数据确定系统容量充裕度的动态特性、设计月补偿系数，并按照运行可靠性和预测负荷计算容量充裕度系数。然后，按“月度单位容量补偿标准=(单位容量年化固定成本-其他市场单位容量年收益)×月补偿系数”核算月度补偿标准。最后，根据机组检修、非计划停运情况核算各类机组有效容量，按月计算机组所得容量补偿费用。

图2 容量补偿机制实施流程图

3.1.3 结算分摊机制

分摊对象：容量需求成因是系统负荷需求大于实时可用容量，且容量建设主要用于平衡系统峰值负荷，按照“谁受益、谁承担”的原则，确定分摊对象为全体市场化电力用户及售电公司。

分摊办法：初期按用户或售电公司代理用户的用电量比例分摊，逐步过渡到按其在峰荷期的用电容量比例分摊。后者的计算时段为每月系统负荷峰值最大的3～5天，即系统最大容量需求的出现时段，避免均值数据失真，同时可以引导需求响应及用电行为调整，减少系统容量缺口。

结算办法：与安徽现行结算方式衔接，由市场运营机构按月与发电侧结算容量补偿费、按月向用户收取容量费用，随其他电力费用如电量费用、输配电费用等同期出具账单。

3.2 衔接完善阶段

该阶段以完善初期补偿机制与安徽其他市场机制的衔接建设为目标，理顺补偿机制与电能量、辅助服务市场的关联关系，解决交易衔接、补偿标准和结算机制等方面的关联问题。

关联关系：电能量市场保障系统的实时电能量均衡，而容量补偿机制帮助电源结构的均衡发展，为存量电源运营和新增电源投资提供激励。

交易衔接：一是各市场交易在负荷预测及组织时序上的配合；二是考虑电源在各市场的综合收益，防止出现过补偿或欠补偿。

补偿标准：安徽中长期电能量市场采用价差传导模式，合约执行和偏差考核严格，可以回收电源的部分容量成本。因此容量补偿标准不仅需要考虑机组在现货和辅助服务市场的实际收益，还需要考虑机组在中长期电能量市场的潜在收益。

结算机制：与安徽电能量市场结算相衔接，同期结算和分摊。

3.3 容量市场阶段

市场主体：供应侧主体，按电源类型分为火电、水电、风电、光伏等；按建成情况分为存量电源与增量电源；并根据政策及市场发展适时引入新型储能、负荷聚合商等主体。需求侧主体，包括市场化用户、售电公司。

按电源类型区分竞争平台：现阶段火电、水电、风电、光伏、新型储能建设成本差异大，若同平台竞争，低成本电源优势大，容易引导形成单一的电源结构，不利于电力系统和电力市场均衡发展，因此容量市场必须按照电源类型分平台竞价。

存量和增量电源同台竞价：各年度新建火电单位造价波动小，可与存量火电在同一平台竞价。

分区容量市场：若电网阻塞严重，可采用分区容量市场机制，出清结果更符合实际运行情况。

市场模式：委托电网企业运营容量市场，其运营职责包括预测目标容量、确定容量需求-价格曲线、交易组织和结算。交易品种分为主容量交易、补充容量交易、双边协商和容量权转让。双边协商类似电能量市场的中长期交易，主容量和补充容量交易类似现货交易，为一级市场；容量权转让类似发电权转让，为二级市场。

主容量市场：提前5年开展，与我国五年规划周期相适应。一是按电源类型分平台竞争，构建各类机组具有弹性的容量价格需求曲线；二是增量和存量电源同台竞争，以容量购买总成本最小为目标，在容量约束下出清得到各电源中标容量和边际价格。

补充容量市场：容量交付前1～2年开展系统负荷预测，若高于主容量市场预测负荷的一定范围(政府框定)，则启动补充容量市场，通过交易补足差额容量，规避交付年的容量偏差风险。

场外双边协商：发电企业与用户、售电公司在主容量市场开市之前，双边协商签订容量合约，提前锁定容量价格，规避主容量和补充容量市场价格风险。

容量权转让：容量交付前，同一类型电源之间可以开展容量权转让交易，经运营机构同意后可由高耗能、高排放电源转让给低耗能、低排放电源。

考核机制：系统容量短缺时调用发电资源，如果机组未及时按中标量响应则启动考核：设定可信容量及违约次数，根据次数设置不同档位的考核费用，次数达限后取消容量市场交易资格。

结算机制：与电能量市场一同结算。按月将容量费用分摊给用户和售电公司，支付容量资源的容量市场收益。对于供应侧的收益支付，根据主容量和补充容量市场的交易结果结算；对于需求侧的费用收取，根据所有类型电源在容量市场的交易结果综合结算。

4 结语

本文结合安徽新型电力系统特征、电力市场发展趋势，分析机制建设关键问题，提出安徽发电容量成本回收机制建设思路，并针对初期过渡、衔接完善和容量市场三个阶段的关键机制展开研究，形成与安徽新型电力系统发展相适应、可实践的发电容量成本回收机制建设路径。为解决安徽新型电力系统建设过程中容量充裕度不足问题提供市场化渠道，并为其他电力现货试点省份提供思路。