电力现货市场配套容量机制的国际实践比较分析

 

我国的电力体制改革正遵循《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号，以下简称“中发9号文”）确定的总体思路和基本原则有序推进。改革的重点内容之一是建立竞争性的电力批发市场，形成主要由市场决定能源价格的机制，目标是建立以中长期交易规避风险，以现货市场发现价格，交易品种齐全、功能完善的电力市场。

中发9号文颁布以来，以电力中长期交易为代表的电力市场化交易发展迅猛，兼之彼时正处于电力供给总体过剩的时期，电价水平降低明显，改革红利充分释放。但是这种市场化交易仅仅只是电能量交易，无法体现电力生产供需实时平衡的特性，竞争形成的价格并不体现不同时段电能生产成本和价值的差异，也无法给予为系统提供了差异化产品和服务的不同电源合理的成本补偿和回报。

为推动竞争性电力批发市场向纵深发展，建设体现电力供需实时平衡特性的电力现货市场势在必行。2017年8月，国家发改委、国家能源局批准8个电力现货市场建设试点，并于2019年6月30日前相继开展模拟试运行，现货市场建设加速推进。现货交易作为市场化电力电量平衡机制的补充部分，起到发现价格、完善交易品种、形成充分竞争的作用。发电企业在电力现货市场中进行的是时间尺度有限的短期决策。在短期决策过程中，往往不能实现全部投入的调整，而只能调整变动投入。因此电力现货市场是基于变动成本进行竞争的市场，发电企业在现货市场中通常基于自身发电生产的短期边际成本进行短期的产量决策。由此形成的电力现货价格以各时段满足电力负荷需求的短期边际成本为基础形成，能够提供电力商品时空价值信号，实现电力资源的短时高效、优化配置。但是，单纯的电力现货价格会使得边际机组的固定成本缺乏有效的回收渠道，也使其他参与电力现货市场竞争的机组的固定成本回收存在较大的不确定性。尤其是在以风光为代表的可再生能源发电占比不断提高的电力系统中，短期发电边际成本持续降低，固定成本回收的不确定性将增大。固定成本回收缺乏稳定预期，会使得发电投资风险增加，难以有效引导充足的发电容量投资，从长期来看无法保证发电容量充裕性，这将危及电力系统安全及电力市场稳定。

目前，随着“计划电量”的日益缩减，电力批发价格双轨制运行的逐步退出，这是全面建立竞争性电力市场的正确发展方向。但是，“双轨制”中“计划电量”和政府定价的退出，使得在市场供过于求时，发电企业失去了原本相对稳定的固定成本回收保障机制，面临的投资风险大幅增加；缺乏固定成本回收机制将使得发电企业对发电容量的投资意愿降低，有可能导致供不应求的局面出现，此时用户将面临电价大幅上涨的风险。因此，“双轨制”退出时，若无其他科学、合理的价格形成机制予以替代，从长远来看，将影响发电企业的正常生产运营和投资决策，最终影响整个电力系统的容量充裕和市场稳定，发用双方的风险都将大大增加。探索建立电源侧容量机制是解决这一问题，保障发电容量充裕和未来市场稳定的必由之路。电源侧容量机制也是完备的电力批发价格体系的有机组成，与体系中的其他价格形成机制一同来完整的体现不同功能定位的发电机组提供的差异化产品和服务的价值，实现发电资源的优化配置，这对包括水电在内的清洁能源占比日益增加的未来更为重要。

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