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电力系统内发电容量的充裕程度是保证电网长期稳定的重要因素。未来,提升电网稳定性和调整电网发电结构不能以简单的行政命令方式解决。需建立整套完备的价格机制及方式,引导电网结构发展走向。因此需解决三方面问题:一是如何保证优质发电企业合理收入;二是如何疏导落后产能退出市场;三是如何有效指引机组未来投资。
容量市场作为一种市场化稳定全系统发电容量的手段已被美国、英国、加拿大、日本等国采用。容量市场通过提前规划和竞拍的方式,提前确定未来3-4年系统发电容量需求,引导电源投资,并以市场化方式给予中标的优质发电机组一定资金补偿。
(来源:微信公众号“电价研究前沿” 作者:孙启星)
在目前中国电力市场体系下,容量市场费用不应通过输配电价和辅助服务市场回收,而是通过市场化手段形成价格并回收资金。
电能量市场报价中,产生的费用包含发电的变动成本和固定成本。容量市场费用可通过原有的电能量市场拆分出来,将一定比例的发电固定成本由容量市场回收,而变动成本由电能量市场回收。因此也不会对用户侧电费价格产生过多影响。未来容量市场支付给发电商的费用计划通过容量市场账户进行支付。
在容量市场实行的初期,可建立仅面向发电商的容量市场。用于容量市场的费用可由在容量市场拍卖中中标的发电商以每千千瓦时a元形式从交易电价中扣除,用于“容量基金”账户。在此过度机制下,发电商每千千瓦时扣除费用a元和容量市场需求曲线可在容量市场拍卖前确定,发电商依此作为报价参考。
此种方式下,容量市场拍卖之前,市场组织者将确定容量拍卖的容量需求曲线和发电企业中标后单位发电量需要上缴的费用a。各发电企业依据自身情况决定容量市场报价。
举例:可以将容量市场覆盖发电机组固定成本比例作为容量市场补偿目标(具体补偿金额由市场形成)。方案1为容量市场覆盖发电设备固定成本的100%。方案2为容量市场覆盖发电设备固定成本的70%(剩余30%通过电能量市场回收)。对比如下:
三种不同方案收益比较如图,其中F表示发电设备的固定成本,V表示发电企业的变动成本。
一是,方案二相比于方案一,由于发电设备有固定成本回收压力,单位发电量的期望收益上升,收益区间加大。在发电设备利用小时数大于一定值时,方案二的发电设备收益高于方案一的发电设备收益。从而导致用户用能价格稍高。反之,方案二的发电收益低于方案一,用户用能价格稍低。
二是,方案一可以减少固定成本回收压力,促进发电商按照边际成本报价,加剧市场竞争,有助于释放电力市场建设进程中的改革红利,降低用户用能成本。方案二可以促进发电商发电积极性,以更高的发电量获得更好地收益。
三是,方案一包含了发电设备的全固定成本,可以有力保证所需发电容量的经营情况。因此对全系统发电容量有强力的保障。方案二对发电容量保障能力相对弱于方案一,这是由于发电设备需在电能量市场竞争从而回收30%的固定成本。
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