碳中和電力市場發(fā)展分析報告五2021年5月

1.背景.....................................................................................................................................51.11.2煤電上網(wǎng)電價是“定價之錨”................................................................................5市場化條件下的電價體系........................................................................................61.2.1電能量價格.......................................................................................................7容量回收機制...................................................................................................7輔助服務價格...................................................................................................8成本補償機制...................................................................................................81.2.21.2.31.2.41.3當前電價體系的一些問題和舉措............................................................................91.3.1發(fā)電側、用電側市場空間不匹配...................................................................9政府定價與市場競價雙軌制長期存在.........................................................10現(xiàn)貨市場較中長期市場價格偏低.................................................................10舉措：發(fā)改委要求各試點地區(qū)測算確定容量補償機制.............................111.3.21.3.31.3.42.什么是容量補償電價？...................................................................................................112.1建立容量成本補償機制的必要性..........................................................................11容量成本回收機制的選擇......................................................................................12容量補償?shù)木唧w實施方式......................................................................................122.22.32.3.1容量電價和可補償容量.................................................................................12容量電費計算.................................................................................................14銜接問題.........................................................................................................142.3.22.3.33.4.容量補償電價的案例測算...............................................................................................153.1山東省電力市場概況..............................................................................................15模擬測算結果..........................................................................................................16情景一：抽蓄電站作為市場邊際機組........................................................................17情景二：抽蓄電站不參與市場....................................................................................18測算結果分析：煤電受益最大..............................................................................193.23.3總結...................................................................................................................................203目錄圖表目錄圖：電價結構拆分...................................................................................................................5圖：市場化環(huán)境下發(fā)電價格體系...........................................................................................6圖：用電側市場空間...............................................................................................................9圖：發(fā)電側市場空間...............................................................................................................9圖5現(xiàn)貨市場較中長期市場價格偏低（2020年數(shù)據(jù)）.......................................................10圖6容量電價計算....................................................................................................................13圖7峰值負荷修正可補償容量................................................................................................13圖：山東省全口徑發(fā)電裝機容量占比情況.........................................................................15圖：山東省煤電裝機分布情況（按容量等級劃分）.........................................................15圖山東電網(wǎng)最高直調用電負荷變化情況..........................................................................16圖11：山東省直接交易發(fā)電側結算情況（按機組容量分）...............................................16圖12：山東省直接交易發(fā)電側成交情況（按機組容量分）...............................................16圖山東各類型電源可調容量（含抽蓄）..........................................................................17圖14：山東省各類電源補償金額占比情況（含抽蓄）.......................................................18圖15：山東省各類型電源單位容量平均補償（含抽蓄）...................................................18圖山東各類型電源可調容量及可補償容量（不含抽蓄）..............................................18圖17：山東省各類電源補償金額占比情況（不含抽蓄）...................................................19圖18：山東省各類型電源單位容量平均補償（不含抽蓄）...............................................1941.背景1.1煤電上網(wǎng)電價是“定價之錨”電力具有瞬時性特點，產(chǎn)、供、銷（發(fā)、輸、配、售、用）同時完成，沒有存貨，因此理論上其價格可能會因為缺乏調節(jié)工具而出現(xiàn)極端劇烈的波動（例如今年美國德州在極效的電力市場并實現(xiàn)發(fā)電競價上網(wǎng)前，電價管控成為國家調控經(jīng)濟、產(chǎn)業(yè)的重要手段，電價也呈現(xiàn)出極強的政策管制屬性。2004年4月，國家發(fā)改委發(fā)布《關于進一步疏導電環(huán)保設施的燃煤電廠，其在環(huán)保方面的投資、運行成本按社會平均水平計入上網(wǎng)電價。圖1：電價結構拆分資料來源：北極星電力網(wǎng)，研究所煤電標桿上網(wǎng)電價一直在電價體系中處于核心位置，其在多個方面影響著其他各類電源2004年首次建立煤電聯(lián)動機制以來，十多年間十次執(zhí)行聯(lián)動政策、四次擱淺，其中六次上調、三次下調煤電標桿上網(wǎng)電價。政策調整的時效性愈發(fā)滯后，在電力體制改革不斷深化的大背景下，煤電標桿上網(wǎng)電價與煤電聯(lián)動機制不5適應形勢發(fā)展變化的矛盾愈發(fā)突出，特別是在電煤價格高位運行，燃料成本上升，但電量寬松、尖峰電力緊張的背景下，燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價難以聯(lián)動上調。因價格缺乏彈性且機制不完善，導致煤電“定價之錨”的作用明顯減弱，對水電、核電、燃氣發(fā)電等上網(wǎng)電價以及跨省跨區(qū)送電價格的合理形成均有一定的影響。1.2市場化條件下的電價體系在《關于進一步深化電力體制改革的若干意見（中發(fā)〔20159稱“9件。其中《關于推進電力市場建設的實施意見》明確我國電力市場構成主要由中長期市場和現(xiàn)貨市場構成。中長期市場主要開展多年、年、季、月、周等日以上電能量交易和可中斷負荷、調壓等輔助服務交易。現(xiàn)貨市場主要開展日前、日內、實時電能量交易和備用、調頻等輔助服務交易。改革以來，各地均開展了以雙邊協(xié)商、集中競價及掛牌多種交易方式的年度、月度的中長期交易，交易品種涉及電能量及發(fā)電權交易。2017年8東、福建、四川、甘肅作為第一批電力現(xiàn)貨市場建設試點地區(qū)，各試點地區(qū)均已開展現(xiàn)貨市場不同時間周期的結算試運行。現(xiàn)貨市場中以集中競價方式開展，交易品種為電能量。輔助服務市場中，除四川外，各試點地區(qū)開展了調頻輔助服務交易；甘肅、山西、山東、內蒙開展了調峰輔助服務市場交易，其中甘肅、山東、內蒙在現(xiàn)貨試結算期間暫停調峰市場交易。圖2：市場化環(huán)境下發(fā)電價格體系資料來源：研究所6隨著發(fā)用電計劃逐步放開，發(fā)電企業(yè)和電力用戶（售電公司）可以通過自主協(xié)商、集中競價等市場化方式交易部分電量，交易價格即為市場交易電價，市場交易電價分為中長期交易價格、現(xiàn)貨交易價格。部分電量仍以“計劃電量”或“基數(shù)電量”的形式存在，由電網(wǎng)企業(yè)統(tǒng)一收購，按照政府定的標桿上網(wǎng)電價進行結算。在電力市場化環(huán)境中，根據(jù)交易類型的不同，可將煤電發(fā)電價格體系分為四類：一是電能量價格，包括中長期價格、現(xiàn)貨價格、優(yōu)發(fā)價格（基準）等；二是容量價格，可以是稀缺電價機制、容量市場、容量補償機制的任意一種；三是輔助服務價格，包括調頻、備用、AGC1.2.1電能量價格中長期交易價格。中長期市場交易主要指符合準入條件的發(fā)電企業(yè)、售電企業(yè)、電力用戶和獨立的輔助服務提供商等市場交易主體，通過市場化方式，開展的多年、年、季、月、周等日以上電能量交易。通過中長期市場交易形成的價格稱為中長期交易價格，適同電量轉讓交易等。目前，我國中長期電力交易主要以雙邊協(xié)商交易和集中競價交易為主，掛牌交易作為補充。現(xiàn)貨交易價格。現(xiàn)貨市場主要包括日前、日內和實時的電能量，通過現(xiàn)貨市場交易形成的價格稱為現(xiàn)貨交易價格。從交易時間角度看，現(xiàn)貨市場可分為日前市場、日內市場和實時市場；從定價形式角度看，現(xiàn)貨市場定價機制均以短期邊際成本為基礎，根據(jù)輸電線路約束考慮的粗細分為系統(tǒng)邊際定價、區(qū)域邊際定價以及節(jié)點邊際定價，三種定價機制適用于不同電網(wǎng)結構和輸電阻塞情況的電力批發(fā)市場。優(yōu)先發(fā)電價格。改革后，部分發(fā)電量以“計劃電量”或“基數(shù)電量”的形式存在，由調度機構根據(jù)優(yōu)先發(fā)電、優(yōu)先購電計劃以及電網(wǎng)實際運行需要安排。該部分電量仍由電網(wǎng)企業(yè)收購，按照政府核定的上網(wǎng)電價（基準電價）進行結算。1.2.2容量回收機制在有大量間歇性和資金密集型電源的電力系統(tǒng)中，單一電能量市場很難實現(xiàn)發(fā)電容量回報的需求。隨著高比例大規(guī)模可再生能源進入市場，一年中的部分時段批發(fā)電價趨近于零，個別低谷時段的大量風電還會導致負電價，市場價格信號失靈，無法吸引對可再生能源所必需的備用容量和儲能等方面的投資。為應對發(fā)電（調節(jié)）容量充裕性問題，各國從理論和實踐開展了一系列探索，最具代表性的做法分別是稀缺電價機制、容量市場和容量補償機制。稀缺電價機制是指不設置容量市場或容量機制，依靠單一電能量市場解決發(fā)電資源充裕的一種方式，該市場不設上限價格或者上限價格很高。在系統(tǒng)電能量和備用稀缺的情況下，電能價格能夠快速大幅上漲，通過短時高價格滿足電源回收投資的需要，用以鼓勵容量市場是一種為容量定價的市場機制，是在單一電能量市場之外設置的新的市場，用以保證電力系統(tǒng)達到明確的可靠性標準，以英國容量市場和美國部分區(qū)域容量市場最為典型。英國為實現(xiàn)中長期的發(fā)電容量充裕性、促進能源低碳化、糾正市場失靈等目的，在2014年建立了容量市場。美國的6個電力批發(fā)市場中，PJMNYISO（紐約市場）和ISO-NE（新英格蘭市場）設有容量市場。7容量補償機制是由監(jiān)管機構制定容量價格和可補償容量，為發(fā)電機組回收固定成本的一用戶停電損失評估、系統(tǒng)可靠性標準和發(fā)電機組可用性等因素確定單位容量補償標準和各機組可補償容量，從而對發(fā)電容量成本進行合理補償。較為典型的是智利電力市場容量補償機制，通過經(jīng)濟性監(jiān)管手段對競爭性發(fā)電側現(xiàn)貨市場進行有益補充。發(fā)電機組根據(jù)可補償容量和補償價格獲得月度容量補償，總收入為電能量收入與容量收入之和。其他用行政手段設定的容量機制還有西班牙實行的容量費、瑞典和芬蘭實行的戰(zhàn)略備用機制等。這些機制的區(qū)別在于容量費和戰(zhàn)略備用機制通常只覆蓋部分市場，將容量機制限制于無法在常規(guī)市場里收回全部成本的發(fā)電機組，其余部分發(fā)電容量回收還要取決于單一電能量市場價格。容量補償機制可以覆蓋全市場，對所有提供可信容量的機組進行補償，一定程度可以避免由容量機制或市場投資激勵預測誤差引起的市場價格扭曲。1.2.3輔助服務價格目前我國六大區(qū)域電網(wǎng)仍按照“兩個細則”對有償輔助服務進行補償，同時，許多地區(qū)積極探索建立輔助服務市場，進行輔助服務市場化交易。現(xiàn)行上網(wǎng)電價體系中，輔助服務有市場化和非市場化兩種定價方式。補償機制下的輔助服務價格。2006個細則”是對發(fā)電企業(yè)經(jīng)濟利益的事后調整規(guī)則，相關費用在發(fā)電企業(yè)內部流動，承擔輔助服務較多的發(fā)電企業(yè)獲得補償，承擔較少或不承擔輔助服務的發(fā)電企業(yè)支付輔助服務費用，并網(wǎng)運行管理考核資金優(yōu)先支付輔助服務費用，多余部分返還發(fā)電企業(yè)，如輔助服務費用高于并網(wǎng)運行管理考核費用，則缺額部分由發(fā)電企業(yè)按照當月上網(wǎng)電費（電AGC功輔助服務和一標準的補償方式，不同區(qū)域的補償方式及補償價格各不相同。市場化輔助服務價格。9號文提出以市場化原則建立輔助服務分擔共享新機制以及完善并網(wǎng)發(fā)電企業(yè)輔助服務考核機制和補償機制。2018年以來，福建、甘肅、寧夏、山東、江蘇、新疆、重慶、山西、安徽、陜西、華東、華北、西北等地啟動調峰輔助服務市場，山西、山東、福建、廣東、甘肅、四川等地調頻輔助服務市場也都正式運行或進入試運行階段。近幾年建立的輔助服務市場都不再設定統(tǒng)一的補償價格，多采用集中競價、統(tǒng)一出清、邊際定價的方式開展輔助服務交易，從而產(chǎn)生了輔助服務市場價格。調峰是我國特有的電力輔助服務品種，國外成熟輔助服務市場一般通過現(xiàn)貨市場中的實時市場或平衡機制實現(xiàn)調峰。2020年8月，國家發(fā)改委、能源局發(fā)文試行將調峰輔助服務市場交易，并通過擴大限價幅度、降低最小申報電力等措施拉大峰谷價差，實現(xiàn)調峰成本的自動補償。目前電力輔助服務以調頻為主，同時包括無功調節(jié)、備用、黑啟動服務等多個品種。1.2.4成本補償機制電力市場化改革推進初期的燃煤標桿上網(wǎng)電價基于標準成本定價方法制定，由國家制定的容量電價和市場競價產(chǎn)生的電量電價組成，以容量電價保證設備折舊等“固定成本”8的回收現(xiàn)貨市場建設存在因價格上限和市場機制等因素的不確定和不完善、發(fā)電成本回收的長期性等導致現(xiàn)貨市場下容易出現(xiàn)電價偏低，電源成本回收困難，特別是容量成本回收困難等問題，進而可能造成電源投資激勵不足，最終導致發(fā)電容量的短缺。為促進資源配置效率、優(yōu)化發(fā)電調度、優(yōu)化電源規(guī)劃和建設，各國探索制定成本補償機制。成本補償包括運行成本補償和機會成本補償。運行成本補償機制指當根據(jù)調度指令運行的機組不能通過電能費用收回運行成本時，市場將根據(jù)其報價成本或核定成本進行補償。運行成本包括了啟停、空載等成本，運行成本補償分為日前市場運行成本補償和實時市場運行成本補償。日前市場運行成本補償指以彌補其成本和收入的差異。對該機組損失的機會成本進行補償。機會成本補償包括輔助服務機會成本和調度干預機會成本兩類，補償思路為保證其正常參與電能市場的利潤。1.3當前電價體系的一些問題和舉措1.3.1我國發(fā)電側、用電側市場空間不匹配電力市場空間與與發(fā)用電計劃放開情況密切相關。各省經(jīng)營性發(fā)用電計劃均存在較大差異，優(yōu)發(fā)電量普遍大于優(yōu)購電量。根據(jù)相關政策，居民、農業(yè)、重要公用事業(yè)及公益性用電為優(yōu)先購電用戶，不參與市場化交易，由電網(wǎng)企業(yè)按照政府定價保障供電。優(yōu)先發(fā)電主要保障清潔能源消納、機組供熱和安全運行所需的調節(jié)性發(fā)電、跨省跨區(qū)資源配置從全國看，目前優(yōu)先購電占用電比例接近34%，用戶側市場空間約為54%（不含網(wǎng)損、12%空間37%，與用電側相差17%。圖3：用電側市場空間圖4：發(fā)電側市場空間保量競價,農林牧漁,清潔能源,23%5%2%待開放,27%城鄉(xiāng)居民,18%跨省送電,15%民生保障政府定價,保量保價,市場化,32%重要工業(yè)事業(yè)及公益性用電,14%34%63%已開發(fā),39%和系統(tǒng)性安全,25%資料來源：第三方數(shù)據(jù)，研究所資料來源：第三方數(shù)據(jù)，研究所91.3.2政府定價與市場競價雙軌制長期存在在發(fā)售電環(huán)節(jié)，價格以省級電網(wǎng)為單位核定，居民農業(yè)等優(yōu)先購電、部分優(yōu)先發(fā)電實行政府定價；經(jīng)營性用戶、其他發(fā)電電價由市場交易形成。此外，我國長期對居民、農業(yè)用電實施政策性交叉補貼。電力交易形成的用戶電價由市場交易價格、輸配電價、政府性基金三部分構成。其中市場交易價格包括買賣雙方按市場規(guī)則交易形成的電量電價；包括電力系統(tǒng)調頻、調壓、旋轉備用、黑啟動等輔助服務費用；容量補償費用、必開機組等市場運營中的公共成本。計劃與市場長期并存的格局決定了電力市場需要統(tǒng)籌處理優(yōu)先發(fā)用電計劃與市場交易的關系，合理解決優(yōu)發(fā)優(yōu)購在電量和電力曲線方面的匹配問題，還需要建立價格和不平衡費用的疏導機制。1.3.3現(xiàn)貨市場較中長期市場價格偏低2019山西2020年8月份現(xiàn)貨市場電能量電價149.6元元兆瓦時的51%；山東5月16-19日現(xiàn)貨市場電能量電價204.3元兆瓦時，為中長期合同平均電價382.2元兆瓦時的53%8月份現(xiàn)貨市場電能量電價192.1元中長期合同平均電價407元兆瓦時的47%7月份現(xiàn)貨市場電能量電價210.2元兆瓦時，為中長期合同平均電價407.2元兆瓦時的52%。圖5現(xiàn)貨市場較中長期市場價格偏低（2020年數(shù)據(jù)）4504003503002502001501005054%53%52%51%50%49%48%47%46%45%44%53.46%51.62%50.53%47.20%0資料來源：第三方數(shù)據(jù)，研究所現(xiàn)貨市場結算試運行出清電價普遍低于中長期合同電價，主要存在以下原因：標桿電價與現(xiàn)貨市場價格成分差異。現(xiàn)行中長期交易價格是在標桿電價基礎上的讓利，一定程度體現(xiàn)發(fā)電企業(yè)容量成本、輔助服務成本等。而現(xiàn)貨市場價格是基于機組邊際成本形成的，不包含容量成本、輔助服務成本等，這種成分的差異，是出現(xiàn)“價格倒掛”現(xiàn)象的客觀理由。市場供求關系的體現(xiàn)。山東、廣東、浙江等受端省份受外來電、新能源等邊界條件的有形約束下，用省內系統(tǒng)負荷扣除外來電、新能源等不參與市場競價機組出力曲線后，所10形成的競價空間直接影響市場價格。在競價空間小的條件下，發(fā)電企業(yè)首段報價為最低、8低市場價格（浙江5月結算試運行外來電少，現(xiàn)貨市場平均價格達370元規(guī)則設計不完善。山西省則因現(xiàn)貨市場保留調峰市場，市場規(guī)則中限制首段為50%出力，50%西目前正開展結算試運行，因修改規(guī)則，取消調峰市場，市場均價有明顯提升。7游戲，無法有效傳導價格信號，進一步壓低電價。此外，現(xiàn)貨市場出清電價沒有反映現(xiàn)貨市場運行成本、輔助服務成本等。1.3.4舉措：發(fā)改委要求各試點地區(qū)測算確定容量補償機制針對試點地區(qū)出現(xiàn)的問題，為加快放開優(yōu)先發(fā)用電計劃，有效引導電源投資，保障電力系統(tǒng)長期容量充裕性，國家發(fā)改委向各試點地區(qū)發(fā)布《關于開展電力現(xiàn)貨市場試點地區(qū)量補償費用結算機制進行測算，并進行模擬仿真計算。有效容量應按照機組類型核定，客觀反映機組對電力系統(tǒng)最大容量需要的實際貢獻，根據(jù)機組出力特性、廠用電率、燃料存儲、枯水年來水、調節(jié)能力、檢修停機、事故停機等因素進行折算；單位容量補償電價根據(jù)電力現(xiàn)貨市場滿足未來三年可預見市場峰值負荷的邊際機組之固定投資成本核定，或按照實際需要按年度制定；結算機制分為發(fā)電側結算或用戶側結算。2019地板價參與現(xiàn)貨市場，其余各類電源按照核定成本價進行仿真模擬出清來開展容量成本補償測算，計算各類型電源現(xiàn)貨市場收益情況，并根據(jù)各省發(fā)電成本、用電需求、系統(tǒng)可靠性要求等因素，確定容量補償機制，將容量成本納入市場運營公共服務成本，分攤至用戶側。2.什么是容量補償電價？2.1建立容量成本補償機制的必要性風光大規(guī)模的并網(wǎng)需要足夠的配套儲能或者輔助能源才能保障電網(wǎng)的穩(wěn)定性。為了實現(xiàn)碳達峰、碳中和目標，清潔能源將逐步成為我國的主力電源。根據(jù)能源局發(fā)布的《關于2021年風電、光伏發(fā)電開發(fā)建設有關事項的通知(征求意見稿)2025年我國風電、光伏發(fā)電量占比總發(fā)電量比將達到16.5%到205039%和33%穩(wěn)定的特點，大規(guī)模風光裝機接入電網(wǎng)需要配套儲能或者輔助電源，在國家能源局印發(fā)的《2021年能源工作指導意見》中就明確提出要加強電力應急調峰能力建設。11活性改造促進新能源高比例消納的體制機制。根據(jù)文件，開展火電靈活性改造后新增的新能源消納規(guī)模，按照不低于改造后增加的調峰空間50%的比例配置給開展靈活性改造的企業(yè)，原則上新增的新能源規(guī)模不能超過火電靈活性改造后增加的調峰空間。我們認為在中短期內火電參與調峰的機組容量將直接決定我們接入電網(wǎng)的新能源裝機容量。在火電機組大量承擔調峰任務后，必須出臺合理的容量成本補償機制保障相關企業(yè)運營和投資的積極性。為了確保清潔能源的快速發(fā)展，未來火電的角色將由主力電源逐步變?yōu)橐哉{峰、應急為主的輔助電源。當火電承擔了更多的調峰任務后，其機組利用小時數(shù)必將持續(xù)下降，在現(xiàn)行的商業(yè)模式下，火電運營企業(yè)將出現(xiàn)大面積虧損。因此需要出臺從而保障整個電網(wǎng)的運行穩(wěn)定。2.2容量成本回收機制的選擇合理的發(fā)電容量成本回收機制應該能夠引導在適當位置建設適當類型和適當水平的發(fā)電容量，并且一個設計合理的機制應該能夠降低相應能量市場所存在的風險和市場力。正如前文所歸納總結的，當前建立了競爭性電力批發(fā)市場的國家和地區(qū)所采用的容量成本回收機制大致可歸納為三類：稀缺定價機制、容量市場機制以及容量補償機制。三種機制各有優(yōu)缺利弊及適用的條件。稀缺定價機制下監(jiān)管難度較大、形成的投資環(huán)境具有高風險性、價格上限管制有可能背離機制設計的初衷。容量市場機制實現(xiàn)發(fā)電容量成本的回收也可能會存在一些問題：系統(tǒng)預測能力不足、信息公開程度不高、市場管控能力不足。容量補償機制是對發(fā)電企業(yè)的裝機容量或可用容量進行直接補償以刺激發(fā)電投資的方法。在該機制下，由政府或監(jiān)管機構根據(jù)負荷預測、對用戶停電損失的評估、要求的系統(tǒng)可靠性水平和發(fā)電機組的可用性等因素，確定容量電價。發(fā)電企業(yè)按其裝機容量或可用容量獲得收入，所能引導出的裝機容量大小由市場確定，成本由用戶承擔。實踐中，容量補償機制通常是在政府相關主管部門的指導下，通過對單位容量補償標準和各發(fā)電機組可補償容量的核算，實現(xiàn)對發(fā)電容量成本的合理補償。該機制具備較好的理論基礎，國內外均有成功實踐，可以促使發(fā)電企業(yè)保持機組的可用性，促進電能市場競爭，能夠有序引導發(fā)電容量投資，優(yōu)化資源配置。對比來看，結合我國國情及電力行業(yè)實際情況，容量補償機制可能是我國在向現(xiàn)貨市場逐步過渡階段時，發(fā)電容量成本回收機制的較優(yōu)方案。2.3容量補償?shù)木唧w實施方式容量補償機制的基本思路為，由政府相關主管部門制定容量電價定價規(guī)則，充分考慮系2.3.1容量電價和可補償容量容量電價水平?jīng)Q定了對單位容量的補償標準。經(jīng)濟學理論認為以邊際成本來制定受管制行業(yè)的商品價格水平是一個完美的解決方案。發(fā)電邊際容量成本是為了滿足電力負荷微12增所需增加的最小的發(fā)電投資成本。顯然，發(fā)電邊際容量成本是一個長期邊際成本，依據(jù)其定價是要以一個基于中長期負荷預測的、具有一定供電可靠性水平、年費用最小的電源擴展規(guī)劃方案以及系統(tǒng)以最優(yōu)方式運行為前提的。正因如此，采用這種方法制定的容量電價水平才能起到引導未來投資和資源優(yōu)化配置的作用。具體到以邊際成本法制定發(fā)電容量電價，需要首先確定系統(tǒng)的邊際機組，再以此邊際機組為基礎確定系統(tǒng)的發(fā)電容量邊際成本。圖6容量電價計算資料來源：研究所再計算可調容量。機組的初始容量對應于峰值負荷期間機組可用容量對系統(tǒng)總容量的預期貢獻。對于某個發(fā)電廠，還應充分考慮機組計劃檢修、廠用負荷以及一次能源供應等因素對發(fā)電機組可用容量的影響。確定可調容量后，為確定各機組的可補償容量，需根據(jù)峰值負荷對各機組可調容量進行修正，并根據(jù)線路阻塞情況進行調整。該修正主要是根據(jù)系統(tǒng)峰值負荷對所有機組的可調容量按比例進行下調，使得修正后的所有機組可補償容量總值與系統(tǒng)峰值負荷持平。圖7峰值負荷修正可補償容量資料來源：研究所132.3.2容量電費計算各發(fā)電機組依據(jù)制定的容量電價水平及各自的可補償容量獲得容量電費，當前國內市場一種可行的方式為：（1電價水平。（各機組可補償容量。（3容量電費計入銷售電價，向各類終端用戶收取。（4用性，計算各機組可補償容量，乘以容量電價支付各機組上月容量電費。（5差在下一年度容量電費中統(tǒng)籌。2.3.3銜接問題在向全面競爭的電力批發(fā)市場發(fā)展的過渡階段，部分保留的執(zhí)行政府定價的“計劃電量”承擔著回收容量投資成本的重任。但是隨著“計劃電量”占比的逐步縮減以及政府定價由“標桿價”向基準價+上下浮動”的演化，發(fā)電容量成本的回收失去了有效的渠道。容量補償機制的實施將彌補這一缺失，承擔起發(fā)電容量成本回收的重任。容量補償機制等一起構成了較為完備的電力市場價格體系。發(fā)電企業(yè)在電力批發(fā)市場的收入將主要由容量補償收入、電能量市場收入以及輔助服務收入三部分組成。發(fā)電企業(yè)在不同機制下回收不同的成本，三者相互協(xié)調，互為補充。容量補償機制通過對“有用”發(fā)電容量提供經(jīng)濟補償，幫助發(fā)電企業(yè)實現(xiàn)容量成本回收，引導發(fā)電容量有序投資，保障發(fā)電容量長期充裕。該機制由政府相關管理部門主導，更多的體現(xiàn)市場相關管理部門負有的保障市場長期穩(wěn)定、安全運行的職責，并可將原有的“單一制標桿電量電價”演變?yōu)闃藯U容量電價“獎優(yōu)罰劣，約束成本，提高效率。該機制實施后，電能量市場的競爭將真正轉變?yōu)槎唐谶呺H成本的競爭，競爭形成的價格主要體現(xiàn)電力短期供需。此時，市場規(guī)則對電能量競爭價格的約束（上下限）以及發(fā)電企業(yè)的報價策略都應與實施容量補償機制前有所區(qū)別，電能量市場價格上限將基于邊際機組的變動成本確定。電能量市場價格相比于沒有建立容量補償機制前預計有所降低。電力輔助服務市場與容量補償機制均有利于保障電力系統(tǒng)發(fā)電容量的充裕性，但二者在時間尺度上有所差別。電力輔助服務市場是為了保障電力系統(tǒng)短期（小時、日、周）可用調節(jié)容量的充裕性，而容量補償機制是為了保障長期（年、多年）發(fā)電容量供應的充裕性。從發(fā)電企業(yè)生產(chǎn)經(jīng)營的角度來看，電力輔助服務市場與容量補償機制提供了不同成本的回收途徑。發(fā)電企業(yè)通過電力輔助服務市場回收的成本應主要為提供輔助服務的14變動成本、預留發(fā)電容量導致無法提供電能所帶來的機會成本。發(fā)電企業(yè)通過容量補償機制回收的成本主要為容量投資成本。調峰服務方面，各區(qū)域“兩個細則”對調峰服務進行考核時一般與機組上網(wǎng)電價掛鉤，而政府制定的上網(wǎng)電價考慮了容量投資成本的回收，因此建立容量補償機制后可能需要調整調峰服務的補償標準和考核辦法。冷備用方面，當前南方區(qū)域“兩個細則”將冷備用作為一項輔助服務品種，對發(fā)電企業(yè)容量成本回收起到了一定的作用，因此建立容量補償機制后是否還將冷備用作為一項輔助服務品種需要進行研究。3.容量補償電價的案例測算3.1山東省電力市場概況2019萬千瓦。其中，火電裝機10713萬千瓦，占比76%；風電1354萬千瓦，占比10%；光伏1619萬千瓦，占比；核電萬千瓦，占比；水電108萬千瓦，占比。山東公司發(fā)電裝機容量2394萬千瓦，占省內總規(guī)模的。其中風電、光伏、火電分別為167、42和2185萬千瓦。圖8：山東省全口徑發(fā)電裝機容量占比情況圖9：山東省煤電裝機分布情況（按容量等級劃分）太陽能發(fā)電12.5萬12%10萬1%100萬18%11%風電10%20萬6%核電2%水電1%60萬23%火電76%30萬40%資料來源：第三方數(shù)據(jù)，研究所資料來源：第三方數(shù)據(jù)，研究所7664.2電最低負荷為5422.71775.4萬千瓦。2019全社會用電量6218.724728.0276%三產(chǎn)業(yè)用電量707.57698.21比。15圖10山東電網(wǎng)最高直調用電負荷變化情況2018年2019年9000800070006000500040003000200010000資料來源：第三方數(shù)據(jù)，研究所山東電力市場交易品種及交易情況。中長期以雙邊協(xié)商、集中競價及掛牌方式開展電能量及發(fā)電權交易。現(xiàn)貨市場采用全電量競價，集中優(yōu)化出清方式開展電能量交易。輔助服務市場開展了調頻及調峰交易。現(xiàn)貨市場運行期間調峰市場暫停，調頻市場與現(xiàn)貨市2019906.88億千瓦時（折算到上網(wǎng)側為950.5196.13%，均價300.28元兆瓦時；新能源企業(yè)成交電量36.473.87%276.12元30萬千瓦級成交占比最大，為50.1%萬千瓦級次之，為37.7%萬千瓦級及以下總成交占比為12.2%。圖11山東省直接交易發(fā)電側結算情況（按機組容量分）圖12山東省直接交易發(fā)電側成交情況（按機組容量分）10萬千瓦級結算均價（元兆瓦時）結算占比7%31030530029529028560%50%40%30%20%10%20萬千瓦級5%304.8260萬千瓦級301.41300.3638%292.0330萬千瓦級50%資料來源：第三方數(shù)據(jù)，研究所資料來源：第三方數(shù)據(jù)，研究所3.2模擬測算結果現(xiàn)貨市場中不同邊際機組對單位容量電價的制定具有不同影響，根據(jù)山東電源裝機及電力系統(tǒng)運行實際情況，如果按照抽蓄電站參與市場，則抽蓄電站為市場邊際機組；如果16抽蓄電站不參與市場，則燃機為市場邊際機組。基于上述兩種情景模擬測算山東省各類電源有效容量、單位容量補償標準，以及總補償金額和對電價產(chǎn)生的影響。情景一：抽蓄電站作為市場邊際機組8942.04666.5萬千瓦企業(yè)自備火電機組，總裝機為8275.54萬千瓦，考慮一次能源影響因素后，測算初始容量為6572.88類型電源可調容量，匯總后得到系統(tǒng)可調容量為5577.54萬千瓦。圖13山東各類型電源可調容量（含抽蓄）5896煤機核電風電光伏抽蓄58174917250250231134125324468999961001009001000200030004000500060007000裝機容量（萬千瓦）初始容量（萬千瓦）可調容量（萬千瓦）資料來源：第三方數(shù)據(jù)，研究所發(fā)電機組可補償容量。20197月25日15:006945萬千瓦（選取省內此時刻對應負荷為8302萬千瓦，外來電為備用400萬千瓦需求，扣除直調自備火電廠667萬千瓦和地調自備小火電萬千瓦，系統(tǒng)容量需求最大為59781.071發(fā)電容量緊張，容量系數(shù)小于1相對緊張，系統(tǒng)可調容量小于容量需求，各類電源補償率（可補償容量比裝機容量）分別為煤機89.4%98.8%19.5%