陳雨果，張軒，張?zhí)m，戴曉娟，賴曉文

(1.廣東電網(wǎng)有限責(zé)任公司電力調(diào)度控制中心，廣東 廣州510600；2.安全經(jīng)濟(jì)運行與市場化調(diào)度重點實驗室(廣東電網(wǎng)有限責(zé)任公司)，廣東 廣州510600；3.北京清能互聯(lián)科技有限公司，北京 100080)

廣東電力負(fù)荷峰谷差較大，高峰負(fù)荷日谷峰比達(dá)到0.62，幾乎在每年夏季負(fù)荷高峰期都會出現(xiàn)為了保障系統(tǒng)安全而強(qiáng)制切負(fù)荷的情況。與此同時，廣東省的電力需求仍在高速增長，2018年全社會用電量累計達(dá)6.323×1011kWh，同比增長6.11%，居全國第一，預(yù)計廣東省未來電力需求仍將保持高速增長。2018年，廣東電網(wǎng)統(tǒng)調(diào)最高負(fù)荷為1.09×108kW，同比增長0.35%。另外，政府正在推行的節(jié)能減排、低碳化能源發(fā)展戰(zhàn)略，將導(dǎo)致部分污染嚴(yán)重的老舊機(jī)組逐步被淘汰。廣東省的電力容量充裕性問題將愈加突出。

廣東電力市場一直走在全國電力體制改革的前沿，發(fā)展迅速。南方(以廣東起步)電力現(xiàn)貨市場(以下簡稱“南方現(xiàn)貨市場”)在2017年9月被列為第1批現(xiàn)貨市場試點，2018年8月底啟動試運行，并于2019年下半年實現(xiàn)按周結(jié)算試運行。現(xiàn)階段，廣東電力現(xiàn)貨市場對高成本機(jī)組的補(bǔ)貼方式大致有2個思路：一是對高成本燃煤機(jī)組、核電機(jī)組、燃?xì)鈾C(jī)組等分配按照標(biāo)桿電價結(jié)算的基數(shù)電量；二是對邊際發(fā)電成本較高的燃?xì)鈾C(jī)組進(jìn)行度電補(bǔ)貼。但廣東發(fā)電機(jī)組的基數(shù)電量與非市場用戶電量對應(yīng)，基數(shù)電量規(guī)模受非市場用戶電量約束。隨著用戶側(cè)主體逐漸納入市場，可分配的基數(shù)電量將越來越少，其對高成本機(jī)組的補(bǔ)償作用也將逐漸削弱，難以保障高成本機(jī)組的合理收益，長期來看將影響電力供應(yīng)的安全性。另外，對邊際發(fā)電成本較高的燃?xì)鈾C(jī)組發(fā)電進(jìn)行度電補(bǔ)貼，可能扭曲市場反映供需關(guān)系的價格信號；且補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)難以控制，補(bǔ)貼過低難以發(fā)揮作用，補(bǔ)貼過高則燃?xì)鈾C(jī)組有可能從峰荷機(jī)組轉(zhuǎn)變?yōu)榛蓹C(jī)組發(fā)電，違背市場優(yōu)化配置資源的原則。

因此，在南方現(xiàn)貨市場發(fā)展的過程中，是否選擇以容量市場機(jī)制保障長期電力容量充裕性，如何建設(shè)適應(yīng)廣東和南方電網(wǎng)實際情況的容量市場模式、交易機(jī)制、結(jié)算機(jī)制，從而在保障電力容量充裕性的同時，引導(dǎo)形成合理的電源結(jié)構(gòu)，并合理彌補(bǔ)高成本機(jī)組的擱置成本，是亟待研究解決的重大問題。

近年來，隨著電力市場的發(fā)展，容量市場相關(guān)的研究受到了許多學(xué)者的關(guān)注。文獻(xiàn)[1]從發(fā)電公司收入不足和用戶承擔(dān)的高價格風(fēng)險2個方面，分析說明新英格蘭電力市場需要進(jìn)行容量費用補(bǔ)償，否則無法維持系統(tǒng)原有的可靠性水平；文獻(xiàn)[2-3]論述了容量市場對PJM電力市場運行的重要性；文獻(xiàn)[4-5]闡述分析了PJM容量市場的發(fā)展歷程和設(shè)計機(jī)理；文獻(xiàn)[6-7]基于美國PJM容量市場的研究分析，對華東容量市場的發(fā)展與建設(shè)提出建議；文獻(xiàn)[8-14]分析了英國容量市場模式和設(shè)計對中國電力市場改革的啟示及對我國的適應(yīng)性。然而，現(xiàn)階段從我國電力市場改革的基本國情出發(fā)，對我國容量市場的模式、價格機(jī)制、結(jié)算機(jī)制、發(fā)展路徑等的相關(guān)研究還較少。

本文在對比分析幾種保障電力系統(tǒng)發(fā)電容量可靠性機(jī)制的基礎(chǔ)上，分析了容量市場機(jī)制適合現(xiàn)階段南方/廣東電力市場的原因；提出不同類型電源分平臺競價方式，設(shè)計了南方(以廣東起步)電力容量市場的市場模式、交易機(jī)制和結(jié)算機(jī)制，探究了容量市場中機(jī)組擱置成本的補(bǔ)償機(jī)制；并考慮容量市場與電力現(xiàn)貨市場的銜接關(guān)系，設(shè)計了南方(以廣東起步)電力容量市場的分階段發(fā)展規(guī)劃。

1 容量市場機(jī)制對南方/廣東電力市場的適應(yīng)性分析

當(dāng)前風(fēng)電、太陽能等可再生能源的快速發(fā)展，對系統(tǒng)備用容量和輔助服務(wù)電源提出了更高的要求；同時，我國電力基礎(chǔ)設(shè)施進(jìn)入大規(guī)模退役期，需要大量投資用于基礎(chǔ)設(shè)施的更換和升級。在維持電力系統(tǒng)長期發(fā)電容量可靠性的問題上，主流的解決方法主要有以下幾種：

a)尖峰電價(稀缺定價)機(jī)制。在能量市場上允許發(fā)電資源緊張時電價飆升，從而使得電廠能通過少量而高價的時間段獲得足夠收益來支撐長期運營，如美國德州、澳大利亞等。當(dāng)電力系統(tǒng)發(fā)電資源供不應(yīng)求時，發(fā)電廠可以報很高的價格，全球幾乎所有電力市場都設(shè)置了交報價上限和價格帽。

b)依托發(fā)電容量的電能期權(quán)。期權(quán)買方(通常為用戶)向賣方(發(fā)電商)支付保險費(premium fee)，也稱期權(quán)費，在期權(quán)有效期內(nèi)，期權(quán)賣方應(yīng)向期權(quán)買方支付每小時max{0，p-s}的費用，行權(quán)方式與單行買方差價合約類似，其中p為現(xiàn)貨電能量價格，s為行權(quán)價(或稱參考價格)。為簡化期權(quán)市場的交易方式，一般行權(quán)價由市場監(jiān)管機(jī)構(gòu)統(tǒng)一設(shè)定。在p>s時段，若發(fā)電商未能提供相應(yīng)的發(fā)電容量，除了上述涉及p-s的補(bǔ)償，還需要支付額外的罰金。保險費采用發(fā)電商統(tǒng)一申報的容量價格，將報價由低到高排序，直至滿足系統(tǒng)運營商的預(yù)設(shè)容量，邊際報價即為最終成交的保險費，所有中標(biāo)發(fā)電商據(jù)此獲得保險費[15-18]。應(yīng)用該機(jī)制的代表國家有哥倫比亞、意大利。

c)戰(zhàn)略備用容量機(jī)制。通常由系統(tǒng)運營機(jī)構(gòu)負(fù)責(zé)采購容量，并只在系統(tǒng)出現(xiàn)緊急情況時進(jìn)行調(diào)用，提供戰(zhàn)略備用的機(jī)組一般為邊際發(fā)電機(jī)組，如峰荷機(jī)組、老舊機(jī)組和低效機(jī)組。應(yīng)用該機(jī)制的代表國家為瑞典、芬蘭、挪威等[19]。

d)固定容量價格機(jī)制。一般由政府或監(jiān)管機(jī)構(gòu)決定容量價格，由市場決定容量，如西班牙[20]。

e)容量市場機(jī)制。由系統(tǒng)運營商確定系統(tǒng)容量需求，并采用系統(tǒng)運營商統(tǒng)一代理購買，事后將容量費用分?jǐn)偨o供電商，或?qū)⑷萘苛x務(wù)分配給供電商，由供電商自主購買，滿足系統(tǒng)的未來容量需求[21-22]，如美國PJM、NYISO、ISO-NE，以及英國、法國等國的電力容量市場。

表1給出了以上5種保障系統(tǒng)長期容量可靠性的機(jī)制對比。當(dāng)前，南方區(qū)域各省正處于電力市場起步階段，市場監(jiān)管體系尚未完善，為防范市場力帶來的電價飆升風(fēng)險，電能量市場的限價較為嚴(yán)格，無法以尖峰電價機(jī)制支撐邊際機(jī)組回收固定成本；尚未建立電力金融市場和健全的金融法規(guī)體系，難以實施依托發(fā)電容量的電能期權(quán)交易；戰(zhàn)略備用容量機(jī)制和固定容量價格機(jī)制未能采用市場的方式形成價格信號，在容量短缺時激勵機(jī)組的投資，是一類傳統(tǒng)的規(guī)劃方法，對市場的干預(yù)性較大，不利于市場的發(fā)展和運行；容量市場機(jī)制由系統(tǒng)運營商提前預(yù)測容量需求，保障了系統(tǒng)容量的充裕性和可靠性，且基于需求價格彈性曲線的競價方式也在一定程度上反映了市場供給關(guān)系，形成能夠指導(dǎo)電力容量投資的價格信號，在政府規(guī)劃的同時引進(jìn)市場，有利于市場的穩(wěn)步發(fā)展。但如表1所示，容量市場也存在一些問題：如其需求-價格曲線是人工確定的，難以準(zhǔn)確預(yù)測多年以后的系統(tǒng)負(fù)荷；且基于機(jī)組歷史收益(滯后目標(biāo)年份多年)來計算需求價格，具有歷史滯后性，可能導(dǎo)致不準(zhǔn)確的容量市場價格信號，或影響投資者的投資積極性。世界范圍內(nèi)正在對容量市場進(jìn)行持續(xù)的發(fā)展和完善，在運用過程中需科學(xué)設(shè)計合理的裝機(jī)容量需求曲線，促進(jìn)市場達(dá)到電力的長期均衡狀態(tài)；在市場條件允許的情況下，發(fā)展需求側(cè)參與容量市場，充分調(diào)動全社會資源，降低市場風(fēng)險。綜上分析，處于市場起步階段的南方/廣東電力市場比較適合采用容量市場機(jī)制，保障電力系統(tǒng)長期發(fā)電容量的充裕性，但需要特別注意容量市場現(xiàn)存的問題。

2 不同類型電源分平臺競爭的南方(以廣東起步)電力容量市場交易體系設(shè)計

2.1 不同類型電源分平臺競價方式

容量市場是以市場的方式來實現(xiàn)政府能源發(fā)展戰(zhàn)略的一種交易品種。不同電源類型分平臺競價的容量市場方式可實現(xiàn)政府對合理電源結(jié)構(gòu)的引導(dǎo)，落實電力系統(tǒng)向清潔、低碳的能源體系轉(zhuǎn)型的國家戰(zhàn)略，同時保障電力系統(tǒng)的靈活性和安全性。

從電源投資建設(shè)成本來看，現(xiàn)階段幾大類電源的投資建設(shè)成本由低到高排序大致為火電、水電、風(fēng)電、核電和光伏，因新能源技術(shù)的逐步提高，新能源發(fā)電投資建設(shè)的成本呈下降趨勢。若幾類電源在同一容量市場平臺上競爭，建設(shè)成本較低的火電具備較大的競爭優(yōu)勢，長期發(fā)展下去將形成單一、不合理的電源結(jié)構(gòu)。

我國正從高排放、高污染向清潔、低碳的能源體系轉(zhuǎn)型，大力發(fā)展水電、風(fēng)電、光伏等清潔能源是國家現(xiàn)階段推行的能源發(fā)展戰(zhàn)略。我國的電力市場改革正處于起步階段，市場體系還不完善，清潔能源發(fā)電成本高，還未能實現(xiàn)清潔能源發(fā)電正外部性的市場價值，應(yīng)在容量市場中引導(dǎo)并激勵清潔能源的發(fā)展。

表1 保障系統(tǒng)長期容量可靠性機(jī)制對比Tab.1 Comparisons of mechanisms ensuring long-term capacity reliability of the system

因此，在容量市場中應(yīng)對電源進(jìn)行分類，按各類電源的建設(shè)和運行成本特性，分為煤電、氣電、水電、核電、新能源等。政府依據(jù)經(jīng)濟(jì)發(fā)展形勢及未來發(fā)展規(guī)劃對目標(biāo)年份進(jìn)行需求預(yù)測，確定容量市場的目標(biāo)容量；并根據(jù)國家節(jié)能減排、新能源發(fā)展等能源戰(zhàn)略要求和電力系統(tǒng)靈活性要求等，分配煤電、氣電、水電、核電、新能源等不同類型電源的目標(biāo)容量，以宏觀調(diào)控的手段引導(dǎo)電力系統(tǒng)形成符合國家能源戰(zhàn)略發(fā)展和電力系統(tǒng)安全運行要求的電源結(jié)構(gòu)。

2.2 南方(以廣東起步)電力容量市場模式

考慮到水電和核電受地理位置和規(guī)模經(jīng)濟(jì)的約束，每年新增水電和核電機(jī)組不多，對于這類等電源，可采用招投標(biāo)的方式來確定新增容量與容量價格，選擇中標(biāo)主體；確定容量價格后，在水電和核電的運營生命周期內(nèi)，每年均按此容量價格結(jié)算機(jī)組容量收益。

對于風(fēng)電、光伏等新能源，現(xiàn)階段采用固定上網(wǎng)電價全額消納方式，固定電價里已經(jīng)考慮了新能源發(fā)電的所有成本；未來可能會采用配額制和綠色證書交易方式，新能源可在電能量市場、綠色證書市場獲取多重收益，覆蓋容量成本。因此，市場初期風(fēng)電、光伏等新能源可不參與容量市場，以固定上網(wǎng)電價或配額制方式補(bǔ)貼容量成本。當(dāng)市場發(fā)展成熟后，可考慮像PJM一樣，讓新能源同時參與容量市場和配額制與綠證市場，完善電力市場體系，實現(xiàn)各市場更有效地銜接。

因此，市場初期，南方(以廣東起步)電力容量市場可只開展煤電、氣電容量市場，煤電機(jī)組與氣電機(jī)組分別參與煤電、氣電容量市場的不同交易品種。政府在容量市場開始前自行或委托市場運營機(jī)構(gòu)開展系統(tǒng)目標(biāo)容量預(yù)測，核定目標(biāo)年份水電、核電容量，并根據(jù)國家節(jié)能減排、新能源發(fā)展等能源戰(zhàn)略要求，確定目標(biāo)年份新能源發(fā)電容量；在此基礎(chǔ)上統(tǒng)一考慮電力系統(tǒng)容量充裕性、可靠性和系統(tǒng)靈活性的要求，分別確定煤電和氣電容量市場的目標(biāo)容量；由市場運營機(jī)構(gòu)制訂煤電、氣電容量市場的容量需求曲線，并負(fù)責(zé)容量市場的交易組織和結(jié)算。

容量市場的交易品種可包括主容量市場、補(bǔ)充容量市場場外雙邊協(xié)商和容量權(quán)轉(zhuǎn)讓市場。容量市場中的雙邊協(xié)商相當(dāng)于現(xiàn)貨市場體系下的中長期金融市場，主容量市場和補(bǔ)充容量市場相當(dāng)于現(xiàn)貨市場體系下的現(xiàn)貨市場。雙邊協(xié)商市場、主容量市場和補(bǔ)充容量市場是在不同時間進(jìn)行的一級交易市場，容量權(quán)轉(zhuǎn)讓交易是二級交易市場，具體交易品種如圖1所示。

圖1 容量市場交易品種體系Fig.1 Trading variety system of capacity market

2.2.1 主容量市場

考慮到我國每5年制訂一個發(fā)展規(guī)劃，可相應(yīng)地以5年為主容量市場的時間尺度，即提前5年開展目標(biāo)年份的主容量市場交易，以適應(yīng)電源規(guī)劃建設(shè)周期。

為給市場主體提供反映供需關(guān)系的容量價格信號，參考PJM容量市場需求價格曲線的制訂方法，構(gòu)建具有需求彈性的容量需求價格曲線[6]——選擇政府主推、受市場歡迎的機(jī)組類型為參考機(jī)組類型，核定參考類型新增機(jī)組的總成本，即在能量市場、輔助服務(wù)市場和容量市場中獲得的收益(cost of new entry，CONE)，及其在能量市場和輔助服務(wù)市場能夠獲得的凈收益(net energy & ancillary services revenue，NE&AS)，計算其在容量市場中需獲得收益(net cost of new entry，NCONE)的取值，作為容量市場價格需求曲線制訂的依據(jù)，如式(1)所示：

BNCONE=BCONE-BNE&AS.

(1)

以不同類型電源的分平臺競價機(jī)制為基礎(chǔ)，采用容量供應(yīng)商集中申報、統(tǒng)一邊際定價的出清方式，即在市場出清時將電源容量報價由低到高排序，形成容量報價曲線，容量報價曲線與容量需求價格曲線相交點對應(yīng)的價格即為邊際統(tǒng)一出清價格，容量供應(yīng)商的中標(biāo)容量按邊際統(tǒng)一出清價格結(jié)算。容量市場出清示意圖如圖2所示，其中：P為價格；L為容量；Pb為在容量市場中需獲得的收益(NCONE)；Pa、Pc為NCONE分別乘以一定比值后的容量價格；Lb為滿足系統(tǒng)可靠性要求容量需求；La、Lc為容量需求分別乘以一定比值后的容量；具體比值由系統(tǒng)運營商根據(jù)市場情況設(shè)置。

圖2 容量市場出清示意圖Fig.2 Schematic diagram of capacity market clearing

2.2.2 補(bǔ)充容量市場

在容量交付的前2年開展目標(biāo)年份的系統(tǒng)負(fù)荷預(yù)測，若最新的系統(tǒng)負(fù)荷預(yù)測高于主容量市場總中標(biāo)容量的某一范圍(該值需由政府根據(jù)系統(tǒng)容量需求、負(fù)荷預(yù)測、經(jīng)濟(jì)發(fā)展形勢等多方面來決定)，則開展補(bǔ)充容量投標(biāo)市場，補(bǔ)足容量差額?？紤]電網(wǎng)運行安全、節(jié)能減排的國家能源政策，將容量差額分配給不同類型的電源，然后開展火電機(jī)組的補(bǔ)充容量市場。

為充分滿足系統(tǒng)可靠性與容量充裕性的要求，不再考慮容量市場的需求價格彈性，并按主容量市場的價格帽設(shè)置補(bǔ)充容量市場的價格帽，即補(bǔ)充容量市場的需求曲線采用階躍曲線，如圖3所示。

圖3 補(bǔ)充容量市場的需求曲線Fig.3 Demand curve of supplementary capacity market

2.2.3 場外雙邊協(xié)商

容量市場運營機(jī)構(gòu)代理用戶在主容量市場和補(bǔ)充容量市場統(tǒng)一購買容量，事后將容量購買費用按負(fù)荷比例分?jǐn)偨o用戶；發(fā)電企業(yè)與用戶側(cè)均面臨主容量市場和補(bǔ)充容量市場的容量價格風(fēng)險。因此，發(fā)電企業(yè)與售電公司或參與電力批發(fā)市場的大用戶可在主容量市場開展之前采用雙邊協(xié)商的方式簽訂容量合約，提前鎖定容量價格，規(guī)避主容量市場和補(bǔ)充容量市場的價格風(fēng)險。已簽訂的雙邊協(xié)商合約為金融性質(zhì)，不作為主容量市場開展的邊界條件，只需在交付年開始之前將雙邊協(xié)商合約提交給容量市場運營機(jī)構(gòu)，與主容量市場出清價格做差價結(jié)算。

2.2.4 容量權(quán)轉(zhuǎn)讓市場

在容量交付前4年和前2年，開展容量權(quán)轉(zhuǎn)讓市場。在主容量市場與補(bǔ)充容量市場中中標(biāo)的電源商，若由于項目延遲、取消或減少容量交付，或因電源本身原因無法在交付年交付中標(biāo)容量，則可在此市場開展轉(zhuǎn)讓交易。容量權(quán)只能在同一類型電源之間，或由高排放類型電源向低排放類型電源轉(zhuǎn)讓。在容量權(quán)轉(zhuǎn)讓市場的交易平臺上，出讓方以掛牌方式申報擬出讓容量，受讓方摘牌即表示接受出讓方的出讓容量和出讓價格。

3 南方(廣東起步)電力容量市場結(jié)算機(jī)制設(shè)計

3.1 主容量市場與補(bǔ)充容量市場結(jié)算

市場運營機(jī)構(gòu)在主容量市場與補(bǔ)充容量市場統(tǒng)一購買系統(tǒng)需求容量，按月將容量費用分?jǐn)偨o售電公司和電力用戶，以及支付發(fā)電企業(yè)在容量市場的收益。場外雙邊協(xié)商與容量權(quán)轉(zhuǎn)讓市場交易的結(jié)算在交易雙方之間進(jìn)行，計算公式包括：

(2)

(3)

式中：Rmc和Rcc分別為運營機(jī)構(gòu)在主容量市場和補(bǔ)充容量市場購買容量的總費用；Rmc,j和Rcc,j和分別為運營機(jī)構(gòu)分別在第j月主容量和補(bǔ)充容量市場購買容量的總費用；Lj為系統(tǒng)歷史第j月的最大負(fù)荷。

按照發(fā)電企業(yè)分別在主容量市場和補(bǔ)充容量市場中標(biāo)的總?cè)萘空枷到y(tǒng)總購買容量的比值，計算其每月的容量收益，計算公式如下：

(4)

(5)

Ri,j=Rmc,i,j+Rcc,i,j.

(6)

式中：Rmc,i,j和Rcc,i,j分別為機(jī)組i在第j月的主容量和補(bǔ)充容量市場收益；Ri,j為機(jī)組i在第j月的容量市場收益；Qmc,i和Qcc,i分別為機(jī)組i分別在主容量市場和補(bǔ)充容量市場中的中標(biāo)容量；m和n分別為在主容量市場和補(bǔ)充容量市場中標(biāo)的機(jī)組數(shù)。

選取每月中系統(tǒng)負(fù)荷最大的3天，計算系統(tǒng)負(fù)荷最高3天的峰值負(fù)荷平均值，以及用戶或售電公司在這3天系統(tǒng)負(fù)荷峰值時刻的用電負(fù)荷平均值；并按照用戶或售電公司在這3天系統(tǒng)負(fù)荷峰值時刻的用電負(fù)荷平均值在系統(tǒng)負(fù)荷最高3天的峰值負(fù)荷平均值中的占比，計算用戶或售電公司該月需分?jǐn)偟娜萘抠M用。計算公式如下：

Rj=Rmc,j+Rcc,j.

(7)

(8)

(9)

(10)

假設(shè)某電廠A市場運營機(jī)構(gòu)核算的系統(tǒng)歷史高峰負(fù)荷總和為10 GW，其中1月系統(tǒng)歷史高峰負(fù)荷為1 GW，市場運營機(jī)構(gòu)在主容量市場和補(bǔ)充容量市場統(tǒng)一購買容量的費用分別為9 000萬 元和100萬 元，電廠A在主容量市場和補(bǔ)充容量市場的中標(biāo)容量占比分別為0.1和0.2，則1月電廠A的主容量和補(bǔ)充容量市場收益見表2。

表2 1月電廠A的主容量和補(bǔ)充容量市場收益Tab.2 Incomes of primary and supplementary capacity markets of power plant A in January

假設(shè)1月中系統(tǒng)負(fù)荷最高3天的峰值負(fù)荷分別1 GW、0.9 GW和0.8 GW，某大用戶A在該3天峰值負(fù)荷時段的用電負(fù)荷分別為9.5 GW、9.0 GW、8.5 GW，則1月用戶A的主容量和補(bǔ)充容量市場費用分?jǐn)傄姳?。

表3 1月用戶A的主容量和補(bǔ)充容量市場費用分?jǐn)俆ab.3 Cost allocation of primary and supplementary capacity market for user A in January

3.2 場外雙邊協(xié)商市場結(jié)算

可在容量交付年之前的規(guī)定時間內(nèi)結(jié)算雙邊協(xié)商市場交易。因容量市場在容量交付年才有實際的資金流，為避免市場主體墊付相關(guān)費用，且與國內(nèi)按月結(jié)算電費的現(xiàn)狀相適應(yīng)，將雙邊協(xié)商交易的結(jié)算費用平均分?jǐn)偟矫吭拢嬎愎饺缡?11)至(13)：

Rbp=(Pb,con-Pmark)×Qb,con.

(11)

Rbc=(Pmark-Pb,con)×Qb,con.

(12)

Rb,mon=Rb/12 .

(13)

式中：Rbp和Rbc為電廠和用戶雙邊協(xié)商交易的收益；Pb,con為雙協(xié)合約的容量價格；Pmark為同類電源的主容量市場邊際出清價格；Qb,con為雙協(xié)合約簽訂的容量；Rb,mon為電廠或用戶每月分?jǐn)偟碾p邊協(xié)商結(jié)算費用；Rb為電廠或用戶雙邊協(xié)商交易的收益。

雙邊協(xié)商容量合約為差價合約，當(dāng)雙邊合約價格高于主容量市場出清價格時，容量買方需支付賣方雙邊合約與主容量市場價格的價差；當(dāng)雙邊合約價格低于主容量市場出清價格時，容量賣方需支付買方主容量市場價格與雙邊合約的價差。

假設(shè)電廠A與大用戶A以場外雙邊協(xié)商的方式，以9元/kW的價格簽訂了60 MW的容量合約，最終主容量市場的出清價格為9.1元/kW，則電廠A和大用戶A的雙邊協(xié)商容量合約在1月的分?jǐn)偸找娣謩e為：電廠A收益-0.5萬 元，用戶A收益0.5萬 元。

3.3 容量權(quán)轉(zhuǎn)讓市場收益結(jié)算

與雙邊協(xié)商市場結(jié)算類似，在容量交付年之前的規(guī)定時間內(nèi)，結(jié)算容量權(quán)轉(zhuǎn)讓市場交易，并將相關(guān)費用分?jǐn)偟矫吭?，如公?14)至(16)所示：

Ri,s=-Pi,s×Qi,s.

(14)

Rh,r=Ph,r×Qh,r.

(15)

Ri,s,mon=Pi,s/12.

(16)

Rh,r,mon=Ph,r/12.

(17)

式中：Ri,s為電源i出讓容量權(quán)需支付的費用；Rh,r為電源h受讓容量權(quán)的收益；Pi,s為電源i出讓容量權(quán)的價格，Ph,r為電源i受讓容量權(quán)的價格；Qi,s和Qh,r分別為電源i和h出讓和受讓容量權(quán)的容量；Ri,s,mon和Rh,r,mon分別為電源i和h出讓和受讓容量權(quán)每月應(yīng)結(jié)算的費用。

假設(shè)電廠A以9元/kW的價格向電廠B出讓10 MW的容量合約，則電廠A和電廠B的容量權(quán)轉(zhuǎn)讓合約在1月份的收益分?jǐn)偡謩e為：電廠A收益-7.5萬 元，電廠B收益7.5萬 元。

3.4 各電廠和用戶的容量市場總收益/費用

各電廠在容量市場每月的總收益為其在主容量市場、補(bǔ)充容量市場、場外雙邊協(xié)商市場、容量權(quán)轉(zhuǎn)讓市場收益之和；用戶側(cè)容量市場的每月總費用為其在主容量市場、補(bǔ)充容量、場外雙邊協(xié)商市場分?jǐn)偟馁M用總和。由此，電廠A和用戶A在1月份的容量市場總收益和費用分別為：電廠A收益83萬 元，用戶A收益0.42萬 元。

4 容量市場中機(jī)組擱置成本補(bǔ)償機(jī)制

已投建機(jī)組的擱置成本補(bǔ)償問題是電力市場改革推進(jìn)過程中面臨的一大難題，尤其對于建設(shè)、運行成本較高的發(fā)電機(jī)組類型?，F(xiàn)階段，在市場中可能需要補(bǔ)貼的高成本機(jī)組包括歷史投建的在運老舊燃煤機(jī)組、燃?xì)鈾C(jī)組和新能源。作為電能量市場和輔助服務(wù)市場的補(bǔ)充，通過電力容量市場價格機(jī)制的合理設(shè)計，可在一定程度上解決高成本機(jī)組的補(bǔ)償問題。

4.1 老舊燃煤機(jī)組擱置成本補(bǔ)償問題

煤電機(jī)組的裝機(jī)容量在廣東乃至全國電力系統(tǒng)的占比較大，2018年廣東燃煤機(jī)組裝機(jī)容量在系統(tǒng)總?cè)萘康恼急燃s為54%。而大容量、低排放的燃煤機(jī)組是現(xiàn)階段投資商主要投資的煤電機(jī)組類型，也是國家推進(jìn)低碳能源發(fā)展戰(zhàn)略所倡導(dǎo)的燃煤機(jī)組發(fā)展方向；因此，一般會選取某一容量級別的大容量、低排放的新進(jìn)燃煤機(jī)組作為參考類型，并根據(jù)市場實際運行情況，核定該類型新建機(jī)組的CONE、NE&AS和NCONE作為煤電機(jī)組容量市場價格需求曲線制訂的依據(jù)。

計劃體制下建設(shè)的火電機(jī)組成本差異性較大，后期建設(shè)的機(jī)組均為600 MW及以上級別的大容量機(jī)組，單位容量投資成本低、單位煤耗低；容量為350 MW及以下級別老舊機(jī)組的單位容量投資成本低、單位煤耗高。在以大容量、低煤耗新建機(jī)組為參考確定主容量市場NCONE的情況下，老舊機(jī)組即使在容量市場中標(biāo)獲得容量市場收益，在能量市場、輔助服務(wù)市場和容量市場的收益很可能仍然無法覆蓋所有成本，不能保障其存活。歷史投建的在運老舊機(jī)組可能由于市場化改革而產(chǎn)生擱置成本，這部分成本應(yīng)該在市場設(shè)計中予以考慮。

因此，建議這些高成本的老舊燃煤機(jī)組作為價格接受者參與容量市場，與其他燃煤機(jī)組包括新增和存量機(jī)組同臺競價，按統(tǒng)一出清邊際容量價格結(jié)算。同時，對于高成本的老舊燃煤機(jī)組，核定其為保障生存需在能量市場、輔助服務(wù)市場和容量市場獲得的收益及近幾年在能量市場和輔助服務(wù)市場的收益，兩者相減后得到其在容量市場應(yīng)獲得的收益。計算老舊機(jī)組應(yīng)在容量市場獲得的收益與燃煤機(jī)組容量市場的NCONE的比值α，以燃煤容量市場統(tǒng)一邊際出清價乘以α后的值來結(jié)算老舊燃煤機(jī)組的容量市場收益，從而在容量市場中體現(xiàn)對老舊燃煤機(jī)組的擱置成本補(bǔ)償。表4給出了燃煤機(jī)組的容量市場競價方式。

表4 燃煤機(jī)組的容量市場競價方式Tab.4 Competition mode of capacity market for coal-fired units

4.2 高成本燃?xì)鈾C(jī)組的補(bǔ)貼問題

現(xiàn)階段國內(nèi)燃?xì)赓徺I成本高，由于燃?xì)獍l(fā)電機(jī)組的技術(shù)發(fā)展尚未成熟，導(dǎo)致其運營和維修成本也較高，在一定程度上限制了其裝機(jī)容量的發(fā)展，2018年廣東燃?xì)鈾C(jī)組的裝機(jī)容量在系統(tǒng)總?cè)萘康恼急燃s為15%?？煽紤]選擇某類較為主流的燃?xì)廨啓C(jī)作為氣電容量市場的參考類型機(jī)組，核定該類型機(jī)組CONE和NE&AS，以及NCONE取值，作為氣電機(jī)組容量市場價格需求曲線制訂的依據(jù)，從而以容量市場機(jī)制保障在容量市場回收燃?xì)鈾C(jī)組在能量市場和輔助服務(wù)市場中回收不了的成本，激勵新增燃?xì)鈾C(jī)組的投資。

因燃?xì)鈾C(jī)組在國內(nèi)發(fā)展時間相對較短，可不分存量或新增機(jī)組，在同一氣電容量市場平臺，按統(tǒng)一邊際價格出清。

5 南方(以廣東起步)電力容量市場發(fā)展規(guī)劃

5.1 南方(以廣東起步)電力容量市場的發(fā)展路徑

容量市場可為電能量市場提供可靠性容量，其交付的容量直接影響電能量市場價格。只有中標(biāo)的容量在電能量市場可靠交付，容量市場才能發(fā)揮保障長期電力容量充裕性和可靠性的價值。在南方區(qū)域現(xiàn)貨市場還未開展時，各省電源無法在南方區(qū)域范圍自由競價、優(yōu)化配置，也就無法開展南方區(qū)域的電力容量市場。因此，南方區(qū)域電力容量市場的發(fā)展路徑應(yīng)與南方區(qū)域電力現(xiàn)貨市場的發(fā)展路徑相適應(yīng)，可在南方區(qū)域電力現(xiàn)貨市場以廣東起步為初級階段，先建立廣東電力容量市場；待南方區(qū)域電力現(xiàn)貨市場運行后，建設(shè)南方區(qū)域電力容量市場，促進(jìn)容量資源在南方區(qū)域范圍內(nèi)的優(yōu)化配置。

5.2 南方(以廣東起步)電力容量市場建設(shè)的2個階段

南方(以廣東起步)電力容量市場分為2個階段：廣東電力容量市場和南方區(qū)域電力容量市場。

在建設(shè)廣東電力容量市場階段，因以“網(wǎng)對網(wǎng)”的方式向廣東送入電力的省外電源在廣東現(xiàn)貨市場起步階段未能自由參與廣東電力現(xiàn)貨市場的競價，廣東只開展省調(diào)調(diào)管電源和以“點對網(wǎng)”方式向廣東送電電源的電力容量市場，其他外送電電源暫不參與廣東電力容量市場。政府需在主容量市場開始前確定以“網(wǎng)對網(wǎng)”方式送入廣東電力的情況，包括制訂的省間框架協(xié)議、確定框架協(xié)議外的市場電量，以及在廣東負(fù)荷高峰期的輸送電力曲線等。在此基礎(chǔ)上，廣東政府確定廣東電力容量市場的目標(biāo)容量，組織容量市場范圍內(nèi)電源和省內(nèi)售電公司及用戶參與容量市場交易，容量統(tǒng)一購買費用由本省售電公司和用戶分?jǐn)偂Ｊ￠g框架協(xié)議內(nèi)電量的電價可在考慮能量市場價格和容量市場價格后綜合定價；框架協(xié)議外市場化合約可考慮采用將其作為廣東省內(nèi)主容量市場的價格接受者，并按每月廣東省內(nèi)負(fù)荷高峰時段西電東送總出力曲線扣除框架協(xié)議內(nèi)合約部分的出力給予容量補(bǔ)貼，并將框架協(xié)議外市場合約容量補(bǔ)貼費用與省內(nèi)容量市場費用一起分?jǐn)偨o省內(nèi)用戶。

在南方區(qū)域電力容量市場階段，不分省份，開展南方區(qū)域統(tǒng)一容量市場。考慮區(qū)域內(nèi)部的輸電傳輸容量約束，建設(shè)分區(qū)的南方區(qū)域容量市場，確定南方區(qū)域容量市場子區(qū)的目標(biāo)容量，南方區(qū)域內(nèi)電源共同參與區(qū)域統(tǒng)一容量市場，容量購買費用由南方區(qū)域內(nèi)售電公司和用戶共同分?jǐn)偂?/p>

6 結(jié)束語

本文首先對比了各類保障電力容量充裕性與可靠性機(jī)制的優(yōu)缺點，結(jié)合南方/廣東電力市場的實際情況，論證了容量市場機(jī)制適合現(xiàn)階段南方(以廣東起步)電力現(xiàn)貨市場的建設(shè)。其次，考慮不同類型電源成本的差異性，提出不同類型電源分平臺競價的容量市場競爭模式，引導(dǎo)形成合理的電源結(jié)構(gòu)，推動節(jié)能減排、低碳化國家能源戰(zhàn)略的落實；在此基礎(chǔ)上，設(shè)計了適應(yīng)南方(以廣東起步)電力現(xiàn)貨市場的容量市場交易品種、交易機(jī)制和結(jié)算機(jī)制，并探討以容量市場機(jī)制解決機(jī)組擱置成本的補(bǔ)償問題。最后，考慮容量市場與電能量市場銜接關(guān)系，設(shè)計了南方(以廣東起步)電力容量市場的分階段發(fā)展規(guī)劃。