专家呼吁加速建设电力容量市场

　　日前，在中国电力技术市场协会综合智慧能源专委会举办的“综合智慧能源云课堂”上，该专委会特邀专家、国家电投发展部处长张广宏指出，在新电力市场环境下，面对发电侧内部“零和竞争”剧烈、灵活性调节资源稀缺的局面，理应将容量市场机制建设提上日程。

　　容量资产价值需体现

　　某发电企业负责人告诉记者，其所在集团旗下一座70万千瓦超临界燃煤电厂，刚投产几年，现已面临严重亏损。“企业想关停破产，但政府和电网为保供电安全，不允许关停。”他表示，“建设容量市场或允许高电价的现货市场，应该是解决这种矛盾的有效途径。”

　　传统意义上的容量市场，以系统发电容量为标的，以市场化方式保障电力系统容量的充裕性，促进电力有序发展。

　　新一轮电改实施以来，电力市场化交易规模和比例不断提高、品种不断丰富，此外，输配电价改革、现货试点、辅助服务市场建设等均取得了一定成效。“目前交易价格一定程度上已经可以反映成本、供需的变化，但也随之产生了许多问题。”张广宏说。

　　记者了解到，目前发电主体参与市场交易时，为保障利用小时数，普遍存在恶性竞争降价的情况，发电企业常常被迫以边际成本报价，难以通过市场获得合理利润，加深行业亏损程度。而随着发用电计划持续放开以及现货市场推进，以往“成本+收益”核定标杆电价和发电计划小时数的机制已逐渐失效。“在电能量市场无法获利的同时，系统柔性提供者的价值也没有得到有效体现，辅助服务机制不完善甚至缺失。”张广宏称，“没有容量成本回收机制，发电企业投资者的投资收益已难以保证。”

　　张广宏表示，随着市场化深入推进、计划电量取消，电力市场体系设计必须考虑发电容量充裕性问题，鼓励新增投资，使发电公司在容量市场收回投资成本，同时电能量市场以边际成本报价，减少价格波动，最终实现电力供应长期安全稳定的目标。

　　两类市场需因地制宜

　　国际上，容量市场已成为众多成熟电力市场的“标配”。其中，英国、美国PJM等采取配套容量市场机制，澳大利亚、美国德州则采用纯能量市场稀缺定价机制，欧盟则建立了容量回收机制。不同的市场组织形式，都是为了应对电力基础设施投资不足以及电力系统对备用容量和辅助服务电源的更高要求。

　　与之类似，我国在发电环节为抽水蓄能电站、燃气发电等建立了“两部制”上网电价，云南制定了火电机组长期备用补偿政策。“一方面，我国抽水蓄能、天然气发电机组占比仍较小，而随着可再生能源迅猛发展，煤电在整个系统中正由提供电量转变为服务电力电量平衡，两部制电价有必要扩展至煤电领域。”张广宏表示，目前“两部制”电价仍存在一定局限性。“另一方面，两部制电价都是政府定价模式，该方式会固化机组投资成本，无法产生有效降低投资成本的激励，还可能变相保护一些落后产能。”

　　我国应该建设什么样的容量市场？张广宏认为，有必要根据电力供需和调节资源稀缺程度，细分容量市场。

　　张广宏解释，可将容量市场分为可靠性容量市场和调节性容量市场两大类。可靠性容量市场即传统意义上的容量市场；调节性容量市场，是以系统灵活调节资源容量为标的，为灵活性资源的投资提供正确的市场信号。“调节性容量市场的交易主体同时包括灵活调节资源的需求与供应双方，可以保障系统灵活调节资源的充裕性，化解新能源与煤电争夺电力市场份额的矛盾。”

　　选择何种容量市场形式为宜？张广宏指出，这取决于所在区域电源结构的特征。“单一可靠性容量市场适用于交易期内发电容量充裕性不足，但灵活调节资源充裕的系统，单一灵活调节容量市场则与之相反。同时采用两种市场类型的综合容量市场方案，适用于发电装机容量、灵活调节资源都较为缺乏的电力系统。”

　　容量市场应充分市场化

　　张广宏坦言，现在业内对建设容量市场、支付容量费用有很多反对观点，主要理由之一，就是担心企业用电成本提高。

　　“目前全社会对用电成本不断下降有普遍性期望，实施容量市场、容量电价，可能引发地方政府对推高用电成本等问题的担忧。”张广宏认为，在目前电力市场建设当中，容量市场对解决无序竞争、发电资产搁浅、中长期供给问题可以发挥作用，而在完全市场化定价的环境下，不必过于担心用电价格提高的问题。

　　张广宏强调，引入容量电价，坚持“谁提供、谁收益，谁享用、谁分担”。“容量市场发电、电网、用户都要参与进来，通过共享机制公平分担容量成本，调动参与容量服务的积极性。”

　　张广宏还建议，目前可选取经济基础较好、市场化程度高的地区，先行试点建立容量市场，例如在四川、云南等燃煤机组利用小时数严重偏低的省份。“未来建设容量市场需要考虑的问题还有很多，例如不同类型电源如何协调、需求侧如何参与交易、供给侧提供容量的资格如何确定等，市场完善需要一个过程。”