中國儲能網(wǎng)訊：2023年，國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合出臺《關于建立煤電容量電價機制的通知》（發(fā)改價格〔2023〕1501號，以下簡稱“1501號文”），建立了煤電容量電價機制。當前，煤電容量電價機制已進入實施階段，但現(xiàn)有的容量電價機制難以實現(xiàn)省間與省內(nèi)的有效銜接，其容量價格市場化定價機制尚不完善，缺乏足夠的市場競爭性和靈活性，使得煤電企業(yè)在跨省跨區(qū)交易中難以獲得合理的收益，建議進一步優(yōu)化跨省跨區(qū)容量形成機制，提高煤電企業(yè)在跨省跨區(qū)交易中的議價能力和保供能力。
跨省跨區(qū)交易的省間銜接機制及容量市場機制分析
黨的二十屆三中全會提出，要完善市場經(jīng)濟基礎制度，構建全國統(tǒng)一大市場，全國統(tǒng)一電力市場的建設就是其中重要一環(huán)。隨著可再生能源占比的提高，電力市場逐漸通過更多跨市場、跨電網(wǎng)的電力交易，來實現(xiàn)電力資源更大范圍的優(yōu)化配置，以增加可再生能源的消納、提高電力系統(tǒng)的運行效率、降低全社會用電成本?？缡】鐓^(qū)容量機制的完善將有利于提升省間輸電通道利用率，推動不同區(qū)域電網(wǎng)間的互聯(lián)互濟，更好發(fā)揮市場在資源配置中的決定性作用。從短期來看，應針對現(xiàn)狀盡快理順省間容量機制銜接；中長期來看我們應該探索市場化的容量機制。因此應對省間銜接機制及國外典型的容量市場機制進行研究。
（一）正確理解跨省跨區(qū)交易的省間銜接機制
《國家發(fā)展改革委辦公廳國家能源局綜合司關于加快推進電力現(xiàn)貨市場建設工作的通知（發(fā)改辦體改〔2022〕129號）》（以下簡稱“129號文”）明確要求落實跨省跨區(qū)交易與省內(nèi)現(xiàn)貨市場在經(jīng)濟責任、價格形成機制等方面的動態(tài)銜接，跨省跨區(qū)交易賣方成交結果作為送端關口負荷增量，買方成交結果作為受端關口電源參與省內(nèi)出清結算，省間交易結果作為省間交易電量的結算依據(jù)。有序推動跨省跨區(qū)優(yōu)先發(fā)電通過“網(wǎng)對網(wǎng)”“點對網(wǎng)”方式開展市場化競價，推進多年度長協(xié)交易。循序漸進推動“點對點”交易，在部分具備條件的現(xiàn)貨試點地區(qū)進行探索。
實際上，早在《電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則》中即明確了“賣方成交結果作為送端關口負荷增量，買方成交結果作為受端關口電源”的思想，129號文在省間現(xiàn)貨的基礎上將這種銜接方式擴展到了省間中長期交易。這種銜接方式對于各類型省間交易或省間機制銜接均有很好的借鑒意義。賣方成交結果為何要作為送端關口“負荷”？因為對于送端省份來說，用電需求分為兩類，一類是省內(nèi)用電需求，另一類是“外送需求”，二者均需要省內(nèi)發(fā)電進行供給，因此外送電首先需要作為送端關口的用戶承擔省內(nèi)的經(jīng)濟責任后（理論上應包含用戶側承擔的電能量、輔助服務、容量電價等與省內(nèi)用戶無差別的經(jīng)濟責任）再參與省間交易。買方成交結果作為受端關口電源參與省內(nèi)出清結算也是基于相同的道理。通過這種省間銜接的方式即可完成送端省內(nèi)供給-送端關口需求-受端關口供給-受端省內(nèi)用戶需求的擺渡。這種形式即明確了送受端權責，避免了跨省相關經(jīng)濟責任的不清晰。
（二）我國的煤電容量電價及國外典型容量市場機制
我國的煤電容量電價。1501號文出臺后，我國正式確立了煤電容量補償機制，有效推進電能量市場、容量市場、輔助服務市場等電力市場的高效協(xié)同建設，逐步構建起能夠準確反映電量價值和容量價值的兩部制電價機制。這為未來在更廣泛的范圍內(nèi)建立統(tǒng)一的容量補償機制奠定了堅實的政策基礎。
國外典型容量市場機制。在容量市場中，賣方通常是提供容量資源的供應商，其交易標的為可用的容量資源。目前，這些資源主要由電網(wǎng)公司（作為市場運營機構）代為采購，而相應的容量費用則由用戶端承擔。以PJM市場為例，PJM的容量市場是一個充滿競爭的市場，該市場采用基于可靠性定價（Reliability Pricing Model, RPM）的機制，通過拍賣方式來確定發(fā)電容量的價格。這一機制的核心目的在于確保發(fā)電容量的充裕性，并激勵發(fā)電廠商進行必要的投資，以滿足不斷增長的電力需求并預防潛在的電力短缺。
自2007年起，美國開始實施基于可靠性定價模型的容量市場，該模型主要包含三個部分：配額分配、資格審核和市場交易。首先，根據(jù)預測的總容量需求分配負荷服務商（Load servers）和容量擁有者（Resource owner）的責任，其中，容量擁有者包括PJM區(qū)域內(nèi)的現(xiàn)有機組、規(guī)劃中的機組、可減少的電力負荷，以及合格的輸電網(wǎng)絡升級項目和區(qū)域外的機組。接下來，負荷服務商和容量擁有者可以通過分配責任或雙邊交易來履行他們的容量責任。對于未能滿足的部分，將通過拍賣的方式進行購買。在這個過程中，負荷服務商將購買容量信用，以滿足全部或部分機組的容量義務。
市場主體在完成月度市場和日市場的報價后，PJM會根據(jù)買賣雙方的申報進行出清組織，確保出清價格與邊際成交賣盤的報價相等，所有交易均以統(tǒng)一的市場出清價格成交。鑒于PJM電力市場中阻塞問題較為突出，特別是由于線路傳輸受阻導致容量短缺，因此容量市場實施分區(qū)定價，其價格由區(qū)域容量結算電價與區(qū)域電網(wǎng)約束容量加價共同構成。若市場參與者在月度容量信用市場上出售了過量的容量信用，以至于無法履行自身的最終機組容量義務，那么他們必須通過日容量信用市場或雙邊交易來獲取足夠的容量信用。否則，根據(jù)PJM的運營規(guī)則和可靠性保障協(xié)議（RAA），他們將面臨相應的處罰。
我國跨省跨區(qū)容量機制及容量市場相關問題
當前我國煤電容量機制仍存在很多問題。一方面，跨省跨區(qū)容量機制未實現(xiàn)省間省內(nèi)的有效銜接，造成經(jīng)濟責任的不明確。另一方面，缺乏基于頂峰容量需求的容量市場化定價機制，而行政定價的過高過低可能導致容量過度投資或緊缺問題。
（一）跨省跨區(qū)容量機制無法實現(xiàn)省間與省內(nèi)的有效銜接，造成權責不明確
按照我國當前跨省跨區(qū)電力交易的傳統(tǒng)交割點設置習慣，送端電源、受端電網(wǎng)均在固定的關口交割，基于跨省跨區(qū)電力交易合同進行省間送電，并按照省間現(xiàn)貨及省間中長期交易規(guī)則進行結算。然而在省間的銜接層面，當前除了蒙西，大部分地區(qū)并未嚴格執(zhí)行129號文“賣方成交結果作為送端省內(nèi)市場的負荷，買方成交結果作為受端省內(nèi)市場的電源，并參與各自省內(nèi)現(xiàn)貨出清或省內(nèi)中長期合同偏差結算”的電能量交易銜接機制，造成電能量市場經(jīng)濟責任不清晰進而產(chǎn)生不平衡資金等問題。不僅129號文的省間銜接機制在多省未落實到位，容量電價機制、輔助服務等也未參考129號文思想執(zhí)行。
未參考129號文省間銜接思想執(zhí)行跨省容量機制，造成跨省跨區(qū)煤電容量補償電費的分攤機制不明確，不同區(qū)域間如何合理分配容量調節(jié)成本也遲遲無法達成共識?，F(xiàn)階段，跨省跨區(qū)容量電費主要體現(xiàn)在跨省跨區(qū)交易電價中，即交易電價含容量電費，其中點對網(wǎng)機組僅在交易公告中明確交易電價含容量電費；網(wǎng)對網(wǎng)機組參與跨省跨區(qū)交易后，省內(nèi)容量電價將按外送比例進行折算。點對網(wǎng)機組和網(wǎng)對網(wǎng)機組均打破了原有容量電價設計邏輯，增加了外送機組參與跨省跨區(qū)交易的復雜程度，不利于市場對電力資源配置的進一步優(yōu)化。
（二）容量電價的市場化定價機制尚不完善，價格偏離實際價格水平可能導致容量的過度投資或緊缺
由于缺乏市場化的容量電價定價機制，可能造成容量電價水平在部分區(qū)域偏高或偏低。一方面，可再生能源的快速增長可能導致當前煤電容量電價水平無法保障煤電的健康發(fā)展。我國作為全球最大的發(fā)展中國家，受限于富煤貧油少氣的國情，在可預見的未來，煤電機組將繼續(xù)作為頂峰保供的主力機組長期存在。隨著可再生能源的迅猛發(fā)展，傳統(tǒng)的“鴨子曲線”正變?yōu)椤皪{谷曲線”，可再生能源機組在更多的時段成為現(xiàn)貨定價的邊際機組，同時其發(fā)電邊際成本基本為零，在電力現(xiàn)貨市場中越來越多的時段現(xiàn)貨價格顯著低于火電機組的變動成本，同時可再生能源發(fā)電量的提升導致火電機組利用小時數(shù)逐年下滑，火電機組無法通過足夠的現(xiàn)貨高價回收固定成本。此外，碳排放等環(huán)境成本的增加，進一步加劇了火電機組的成本劣勢，火電機組更難以僅通過現(xiàn)貨電能量市場實現(xiàn)合理收益。若缺乏足夠的投資激勵，可能導致電力系統(tǒng)的有效容量不足，進而影響電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行。另一方面，當前的煤電容量電價為固定補償，缺乏基于頂峰容量供需比的市場化調整機制，若固定的補償額度不足可能無法有效促進新增投資，進而造成電力系統(tǒng)長期頂峰可靠性不足。實際電力市場中，現(xiàn)貨電價很容易出現(xiàn)大小年特征。在大年，新能源、水電出力小，供需緊張，高電價持續(xù)期長，火電企業(yè)利潤豐厚，能回收部分投資成本；但在小年，新能源、水電大發(fā)，市場供需寬松，電價持續(xù)低迷，容量電價可以有效填補火電企業(yè)部分固定成本，但經(jīng)營仍將面臨一定的困境。同時，火電企業(yè)的融資條件并不必然與電力市場供求波動保持一致，小年時，火電企業(yè)也要承擔融資成本支出，支出與收入的差距可能使火電企業(yè)難以經(jīng)營?；痣娖髽I(yè)很難在市場中提前做出防范，必須承受市場波動的風險，容量電費過低會導致補償力度不夠，難以激勵容量資源投資甚至影響電網(wǎng)安全；過高則會帶來容量過投資進而造成資源浪費。
相關建議
1501號文主要解決了當前電力市場面臨的矛盾和挑戰(zhàn)，該政策具有明顯的應用場景和時間約束，要使其成為長期有效的容量補償機制，仍需對一些方面進行改進和完善。由于當前煤電容量電價的市場化定價機制尚不完善，政府主管部門很難判斷容量補償標準是否適當，也無法對煤電容量補償電價實施有效監(jiān)管。
基于以上問題，筆者對煤電容量電價機制的再設計提出建議：一方面，基于129號文省間銜接思想理順跨省跨區(qū)容量機制，賣方成交結果作為送端關口的省內(nèi)負荷承擔與省內(nèi)用戶一致的容量電價責任，買方成交結果作為受端關口電源獲取與受端省內(nèi)電源對等的頂峰容量電費。另一方面，逐步發(fā)展建立容量市場，以應對可再生能源快速發(fā)展可能導致的頂峰容量短缺。以下針對這兩點具體分析：
（一）基于跨省跨區(qū)交易完善容量電價的省間銜接機制
加強跨省跨區(qū)容量機制與省內(nèi)市場在經(jīng)濟責任、價格形成機制等方面的動態(tài)銜接，以跨省跨區(qū)交易賣方成交結果作為送端關口負荷增量承擔送端省內(nèi)的容量電費責任，省間交易為不包含容量電價項目的電能量交易，省間成交后買方成交結果作為受端關口電源向受端省內(nèi)收取容量電費。以上方式可實現(xiàn)容量電費支出及收取權責清晰，送端及受端省內(nèi)的電源及用戶均各自按照省內(nèi)容量細則結算即可。
（二）完善容量電價的市場化調整機制并推動容量市場建設
逐步建立市場化的容量機制。一是建立動態(tài)調整機制，根據(jù)實際外送計劃和各省供需狀況調整收費標準。在供應緊張的地區(qū)，適度提高費用標準可以鼓勵更多的電力供應；而在供應相對充足的地區(qū)，適當降低費用標準則可以減輕用戶負擔。二是適當加快容量市場建設，通過市場化的容量電價信號激勵投資并保障投資量處于合理水平，有效避免不夠合理的定價可能導致的頂峰容量短缺或過剩。三是加強容量市場和電能量市場的銜接。基于容量市場價格機制合理確定電能量限價水平，完善輔助服務的品種設置和價格機制，共同促進短期頂峰保供和長期頂峰容量充裕。同時，應建立有效的監(jiān)管機制。通過必要的懲罰措施確保電源企業(yè)履行合同，確保容量市場機制合理，并防止虛報容量、交易套利等問題的發(fā)生。建立電力市場監(jiān)管機構或委托第三方機構進行監(jiān)管，定期對容量市場機制評價，監(jiān)管容量費用收支情況，以維護電力市場的秩序和穩(wěn)定。
按照《中共中央關于進一步全面深化改革 推進中國式現(xiàn)代化的決定》要求，我們應推動生產(chǎn)要素暢通流動、各類資源高效配置、市場潛力充分釋放，建設全國統(tǒng)一電力市場。與電能量市場的省間銜接機制相同，容量電價機制的省間銜接機制設計也是打通省間壁壘的關鍵。當前我們應基于129號文精神做好容量電價省間銜接機制設計，推動電能量、輔助服務、容量機制等的進一步統(tǒng)一，有效助力全國統(tǒng)一電力市場的順利建成。
