【电力市场价格】适应我国现行电力市场环境下的容量市场机制设计
编者按：国网能源院财审所主要聚焦于电力市场价格理论、政策、国际经验、价格机制、结算机制、价格跟踪分析等领域，重点围绕现货市场价格机制、结算、辅助服务价格机制、零售市场竞争的售电策略以及用户可选择销售电价套餐体系、电力市场电费结算系统建设、电力金融衍生品、容量市场机制等开展了课题研究。本专栏将围绕电力市场价格的国际经验、体系设计、热点问题等，结合相关成果和研究思考与读者进行交流分享。
文章导读：发电容量充裕程度对电力系统长期稳定可靠运行具有至关重要的影响。在现行电力市场机制下，随着发电功率具有高间歇性、高波动性的可再生能源装机容量显著上升，在一定程度上挤压了可靠性较高的火电机组的生存环境，导致火力发电厂收益下降且使整个电力系统的可靠发电容量充裕度受到威胁。本文从保证电力系统发电容量充裕度的必要性出发，通过研究国外先进电力市场中保障电力系统可靠发电容量的体制机制，希望探求出一套适合我国现行电力市场发展，且有助于建立保障全系统可靠发电容量充裕度并可以与现行电力市场衔接的市场机制。
适应我国现行电力市场环境下
的容量市场机制设计
执笔人：孙启星
国网能源院
财会与审计研究所
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引言
随着我国电力市场建设的稳步推进，电力生产由原来的计划运营模式逐步向市场经济运营模式转变。在市场经济模式运行下，电力系统内发电容量的充裕程度将成为保证电网长期稳定的重要因素[1-3]。在未来的电能量市场和辅助服务市场的机制下，由于发电企业对电网长期发展中容量保障机制认识不足且在市场化条件下具有一定逐利特性，电力系统中发电容量的充裕度将会受到一定威胁。因此，需进一步完善和健全电力市场机制设计，由电网运营商建立起保证电力系统发电容量充裕的市场化制度机制，从全局层面保证电网稳定运营[4]。
随着可再生能源发电装机容量和可再生能源消纳率的提高，2018年我国可再生能源发电量已达1.87万亿千瓦时，约占全社会用电量27%。并且，2019新增装机容量高达7亿千瓦。在可再生能渗透率逐渐提升的背后，火电机组的发电运营面临较大的压力。2018年，6000千瓦以上火电发电设备平均利用小时数3862，火电生存压力逐步显现[5-6]。
火电厂利用小时数不足将不仅带来其现阶段营收及效益问题，还会对火电机组未来的稳定发展及运营产生不利影响。
温室气体的排放和全球气候变暖问题使全球各国对环境保护的重视程度与日俱增，也推动了能源领域的低碳化转型升级。我国依然面临着较为严峻的降低碳排放的压力，确立了在2050年达成两个“50%”（能源清洁化率和电气化率超过50%）的目标，也为火电等化石能源发电的发展带来较大不确定性。因此，未来火电的功能定位将有可能由基荷机组向调峰机组转变，使火电利用小时数更加不容乐观。
我国是典型的富煤、贫油、少气的国家。煤电机组可以长期稳定的提供电能保证电网稳定，所以未来煤电机组仍将会是我国火力发电的主力军。相对于电量平衡而言，未来电力平衡将成为保障电力系统稳定运行的关键问题。电力平衡和对其他电源的补偿调节决定了煤电在电力系统中仍将继续发挥‘压舱石’和‘稳定器’的作用。国网能源研究院预测表示，2030年前后，电力系统中仍需12亿千瓦以上的煤电装机，不宜过早过快大规模淘汰煤电[7-8]。
未来，提升电网稳定性，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：一是如何保证优质火电企业合理收入；二是如何疏导落后煤电产能退出市场；三是如何有效指引机组未来投资。
发电容量充裕是保证电力系统长期稳定运行的重要因素[9-10]。发电设备建设周期长，用户用电波动大，电能不易储存。为保证电网安全，应对用电高峰需求，发电容量必须保证在满足最大用电高峰同时留有适当充裕的电源容量以应对可能出现的负荷突变和发电机组故障[11]。因此发电容量适当多于负荷需求容量即称为发电充裕度。充裕度高代表电网长期安全得到保障但过多的发电容量会使发电机组平均利用小时数降低，导致资源浪费。充裕度低会使电网在高峰时段用电紧张从而影响电网安全。
从2015年开始的本轮电力市场改革中，改革由售电开放，中长期市场交易到电力现货市场转变[12-13]。大多数研究集中在电力市场中电能量市场的出清方式[14-15]、结算机制[16-17]和辅助服务市场的研究[18-19]。目前，鲜有研究针对我国电力工业发展和电力市场的实际运行情况，对适应我国的容量市场机制进行系统性的分析与研究，且在如何保证发电商合理收益、保障电力系统长期稳定运行方面的考虑有所欠缺。在现有的电能量市场和辅助服务市场机制下，如不能建立有效的市场机制确保发电容量的充裕性，未来可能会造成稳定性电源（如煤电，气电）因电能量市场和辅助服务市场带来的收益不足而导致关停的情况。若情况进一步加剧，进而导致发电容量不能满足电力尖峰负荷，将会对电力系统可靠性带来较大威胁。因此，需对电力系统发电容量可靠性建立有效的容量市场保障机制，维持电力系统内有充足的有效发电容量，保证电网长期稳定运行。
另一方面，根据季节不同，可再生能源在电力生产中也提供一部分可靠发电容量。美国PJM容量市场设计中，非水可再生能源可计入可靠发电容量为5%-35%的装机容量。水电计入可靠发电容量为30%-50%的装机容量。接下来的讨论中也将会对可再生能源部分进行讨论。
本文将集中讨论适应我国现行电力体制机制下的容量市场建设路径。通过合理的机制及过渡方式建设容量市场，不仅加剧市场竞争并保证全系统发电充裕程度而且保证电力价格总体稳定，减少电力市场中引入容量市场带来的价格波动。
2
国外电力市场保证发电容量的机制设计
国外部分国家电力市场建立较早，模式较为成熟。通过借鉴国内电力市场相关经验并结合我国电力市场实际有助于建立和完善我国发电容量市场机制设计[20]。为提高发电容量充裕度和提高电力系统可靠性，合理调控发电机组的投资规模，国外电力市场发电容量充裕性保障机制主要分为三种做法：1）稀缺定价机制[21-23]；2）战略备用机制[24-25]；3）容量市场机制[26-28]。
2.1 稀缺定价机制
稀缺定价机制是电能量市场中的一种存在形式，一般应用于纯电能量市场机制[29]。稀缺定价机制允许部分发电商存在发电容量持留，使其可通过系统运营中短时供电短缺时产生的稀缺电价回收成本并且创造收益[30]。另外有效的市场监管是稀缺定价机制的重点，有力的监管消除市场力带来的电价虚高的现象。此外，用户侧及时有效的需求响应也是减少稀缺电价机制影响的重要因素[31]。当用户对电价足够敏感并且可以按照电价调整用电行为时，用户才可以避免稀缺机制引起的用电费用上升，进而从需求侧保证电力市场稳定运行。稀缺定价机制虽使用有效监管降低市场力，但其在供电短缺时允许电能量市场中尖峰价格的出现，冲击了电力市场价格稳定性。
定价机制方面，澳大利亚的最高价格限定为13500澳元/MWh；美国德州最高价格限定价为9000美元/MWh。美国德州在2019年8月12日尖峰时刻电价达到8983.88美元/MWh,电价约合63元/度。2014年美国也曾出现800美元/MWh的稀缺电价持续几小时的极端情况。此外，法国电网也在2012年2月9日出现过2000欧元/MWh的尖峰电价。电能量市场中稀缺电价的产生，可客观反映所在地区发电容量充裕程度的不足，也在一定程度上影响了市场秩序，提升了用户用能成本。稀缺定价机制不能前瞻性的提升电网发电容量，不利于电力市场价格稳定。
2.2 战略备用机制
战略备用机制是指电网运营商与一些面临退役或停用的发电机组签订合约，在需要时使用其发电容量对电网负荷需求进行响应。在系统常规运行时，参与战略备用的机组将不被调用。在整个系统出现容量短缺时，签订备用合约的机组将会被调用以应对短时电力供需矛盾突出问题。在战略备用机制中，参与备用的机组将不会被允许参加电能量市场。因此，此类机组收入的唯一来源为与电网运营商签署的战略备用合约。
战略备用机制采用的容量一般由电网运营商确定，并采用招标的方式进行采购。采购发电容量的成本通过输电价格或者平衡费用回收，最终将成本疏导到用户[32]。
战略备用是将一部分发电装机剥离出电力市场之外，该部分战略备用容量不能参与市场。因此，不能通过电能量市场获利，这导致该机制不能给发电商的投资行为起到正向引导作用。另一方面，战略备用会使用户承担因战略备用支付给备用机组的费用，会导致终端电价上升。目前瑞典和比利时采用战略备用机制，但瑞典计划于2020年逐步退出战略备用机制。
2.3 容量市场机制
容量市场区别于电能量市场，是两种不同的市场方式。电能量市场是发电和用电的实时平衡，保证整个系统安全稳定运行。容量市场目标是保证电力系统中总体可靠发电容量的充裕度，保证系统长期安全稳定运行[33]。
2.3.1 美国PJM容量市场
本文将通过容量市场的需求曲线确定和容量市场结算方式两部分介绍美国PJM容量市场。通过调整需求曲线参数可以体现全系统容量需求、释放价格指导信号，从而引导发电企业投资及运营，通过容量市场结算可将合理的市场价格传导到用户[34]。
2.3.1.1 需求曲线确定
图1为PJM容量需求曲线，该曲线分为三部分折线，分别对应三种不同的供需情况及报价[35-36]。特征点坐标如表1所示，其中b点表示电网运营商期望的区域发电容量总量及容量价格，d点到a点表示当容量资源极度稀缺时，对应的容量价格为限定的最高值。b点向左表示当容量资源较稀缺时，对应容量价格上升；b点向右表示容量资源较为充裕，容量单价价格下降，减少了发电商收益并给出了市场投资信号。c点向右表示资源严重过剩，容量单价价格为零。
表1 PJM容量需求曲线特征点坐标
表1中，CONE表示新建机组总成本，PJM参考的是通用电气联合循环燃气轮机7HA的成本；E&AS表示电能量市场和容量市场获利抵消量；Lp表示区域峰值负荷；IRM表示装机容量裕度（目前PJM规定为0.15）；FRR表示负荷自供应部分；RelReq表示区域可靠装机需求，计算公式为：
RelReq=LP*（1+IMR）*（1-等效停机率）-FRR
由此可见，PJM容量市场的需求曲线中，当总装机容量低时，容量价格为制定的容量价格最大值。当容量小于点b时，单位容量的价格变化越高。代表参与容量市场的机组获利增加，并且刺激发电商增加发电装机以满足未来供电需求。当容量大于b点对应容量时，单位容量价格下降较为缓慢。代表参与容量市场的机组容量少量过剩，单位容量获利减少，加速电力企业转型，促使其通过电能量市场和辅助服务市场获利。在规则中，原则上容量市场不会为超过区域可靠性装机需求过多的机组提供补偿（即超过c点）。这也侧面以市场竞争机制引导发电商改造或关停经济效益差的机组（多为高耗能机组）。
另一方面，容量市场价格与辅助服务市场和电能量市场存在一定联系。当在其他两个市场收益提升时，容量市场的收益会降低，该机制可在保证发电商收益率的同时降低用户的用能涨价风险。
在现实报价中，由于结算机制的存在，在供电区域中发电容量富裕会整体压低单位容量价格，当发电容量紧缺时会提升单位容量价格。
2.3.1.2 容量市场结算
（1）容量市场结算方式及时间
美国PJM容量市场结算分为三种主要的结算方式，分别为基本市场拍卖、追加市场拍卖和双边合约。双边合约结算方式是用户和发电企业直接签订容量合约以实现容量交易。
基本拍卖市场主要目的为释放价格信号并引导发电商投资。基本拍卖中允许新建和在容量交付日期前建成的发电设备参与基本拍卖，基本拍卖一般在交付前3年完成。区域内的可用容量必须参与基本拍卖，区域外的机组可选择自愿参加容量市场拍卖。
三个追加市场拍卖为每个交付年前的第20月、10月和3月开展。追加市场拍卖的设立是为了应对负荷水平和机组建设计划等不确定性因素，从而对基本拍卖起到有效的补充作用。
（2）容量拍卖结算方式
如图2，结算拍卖以边际结算方式结算[37]。以两组（S1和S2）报价为例，S1与S2分别有4个机组参与市场竞拍。S1的情况中，四个机组组合的报价情况与容量需求曲线相交于e点，则第4个机组成为容量边际机组。并且此点的单位容量价格高于b点对应价格，体现容量市场中发电容量充裕度不够，释放鼓励发电企业增加电力系统发电容量建设信号。S2的情况中，四个发电机组报价组成的报价曲线与容量需求曲线相交于f点，此点对应单位容量价格低于b点对应价格。则说明市场容量资源相对富裕，释放发电投资要谨慎的市场信号。
（3）容量市场参与方的义务
发电商在容量市场拍卖中标的容量必须在交付年中任意时间可以有效提供不少于中标容量的发电功率。由于容量市场干预使得发电容量留有部分裕度，使电力市场避免发生稀缺性定价引起的电价突增。区别于战略备用机制，参与容量市场的发电商必须参与电能量市场报价，在系统运行需要时将会被优先调用。如不达标将会对发电商产生罚款，未完成发电容量需求的第一年容量报酬减半，第二年降至25%，第三年取消其参与容量市场资格。
2.3.1.3 美国PJM容量市场运行效果
在PJM运营管理区域，容量市场的介入使得其容量紧缺的东部地区引入新的发电机组投资。同时，容量市场弥补了发电商的大部分固定成本，使得发电厂在电能量市场报价接近其边际成本。
在2014/15年容量市场价格提升了34%，用以弥补发电商环保升级带来的成本增加。然而，部分老旧机组因环保改造费用过高，导致容量市场获利不足以弥补其费用，不具备经济性而淘汰。
对于发电商而言，容量市场弥补了发电设备的大部分固定成本，提升了发电企业收益。图3为2018年PJM用户电价构成组成。其中，电能量费用占63.05%，容量费用占19.82%，输电费用占14.73%，剩下2.4%为辅助服务产生的费用。
由图可以看出，容量市场在保证电力系统稳定性的同时弥补了发电企业大部分固定成本，剩余固定成本和变动成本由电能量市场回收。由于电能量市场竞争的存在，发电商为保证成本回收和获得合理利润将会压低电能量市场的报价，这会使用户电价仍处在合理的范围。与此同时，部分老旧机组和高耗能机组由于会因容量市场竞标获利价格水平低或因电能量市场发电价格没有竞争力而加速退出市场，从而达到由价格信号优化电源结构的目的。
3
我国容量市场制定方法研究
我国现有的电力市场研究主要集中在电能量市场和辅助服务市场，没有对电力系统发电充裕度进行过系统化的市场机制研究。现行的电力市场化机制设计会导致经济效益好的发电机组支撑电力系统的大部分用能需求，发电效益不好的机组仅能在少数用电高峰时段发电，导致其有效利用小时数不高。有效利用小时数与发电机组收益成正相关关系，发电设备过低的有效利用小时数可能导致以下两种情况发生：1）发电设备通过尖峰时段利用小时数回收其固定成本及变动成本，导致尖峰时段电价过高，增加了电力市场的不确定性，并潜在增加了用户的用能成本（参考稀缺定价机制对电力市场带来的影响）；2）发电设备利用小时数低严重影响经济效益，造成持续亏损，最终导致发电设备关停，可能引发用电高峰时段电力供给不足，系统稳定性降低。
在我国原有的计划发电时代，电力系统发电容量较为充裕，容量安全性问题尚未凸显。但随着电力改革不断深入，可再生能源发电量占比逐步上升，影响可以长期保证稳定发电容量的火电机组，压降火电利用小时数。火电发电商长期亏损会导致区内发电容量降低，影响区内系统安全性。随着发改委能源局807号文政策要求提高可再生能源消纳率，区域内发电设备利用小时数又将受到进一步挤压。因此需要建立容量市场，从更高层面保证电力系统整体发电容量充裕性，保证电网长期稳定运行。同时优化电力系统电源结构。
非水可再生能源未来在电能量市场和补贴等多方面有多方面获得收益渠道，因此在容量市场建设初期不考虑非水可再生发电进入容量市场，未来在机制成熟及可再生能源能达到以摆脱补贴形式参与发电市场竞争情况下，再考虑将可再生能源发电纳入容量市场。核电、水电可在容量市场第二阶段实施时进入容量市场。因此，容量市场前期可仅纳入煤电和气电。通过煤电气电充分进行容量市场交易，为全面开放容量市场和允许更多类型的发电资源进入容量市场提供经验。
我国电价政策以稳定为主基调，以市场竞争方式产生最合理的用户电价。因此稀缺定价机制潜在的用户高电价风险是不适应我国当前情况的。战略备用机制虽可以稳定用户电价，但会从电力市场竞争机制中剥离部分发电容量，而电价由用户承担，也不适宜我国现状。因此容量市场机制较为适应我国现有情况，并且需要根据我国实际情况做修改，从而建成机制完善的中国特色电力市场体系。
另一方面，火电发电商的成本由固定成本和变动成本两部分组成。固定成本包含材料费、员工工资和折旧费等，变动成本与燃料价格直接相关。我国现有的价格机制中，设计电能量市场回收发电商的变动成本和固定成本。发电设备利用小时数与收益的关系可用图4表示。
如图，不同发电设备由于能效不同，单位利用小时数收益也不同,其收益可以表示为一个区间。当发电利用小时数低于h1时发电设备亏损，当利用小时数高于h2时盈利。在h1和h2之间由发电设备效益不同，营收状况也不同。我国电力市场可以实行“电能量市场+容量市场”模式，即保证电网充裕度的同时保证发电商获得合理收益，并且尽量确保用户用电价格接近发电商充分竞争条件下其“实际成本+合理收益”决定的电能边际价格。由容量市场覆盖部分或全部固定成本，由电能量市场覆盖发电厂变动成本加合理收益。同时有足够的激励机制保证发电商有足够动力提高发电效率效益从而获得更大利润。
本论文将主要考虑现阶段适合我国目前电力市场条件下的容量市场机制实施路径及过渡方式。以求减少新建容量市场后对电力市场带来的干扰及价格大幅波动。不同于以广东省起步的南方电网[38]及部分国家电网运营区内电网企业单独开辟容量市场的情况。此方式目的在于通过使用合理的机制进行向容量市场过度，从而减少新机制对价格的冲击及防止市场因不熟悉新规则带来的价格大幅波动。通过过渡机制引导市场熟悉容量市场规则并明确容量价值，为容量市场实施开辟道路。
未来将会对可再生能源及其他发电资源并网对需求曲线影响、结算规则、适应中国特色电力市场机制的补充条款等进行详细的论证说明。本文将不作讨论。
4
适应我国容量市场机制设计框架
我国现有的电力市场发展情况较为复杂，新引入的容量市场应较好的接入现有电力市场，形成良性互动。为促进容量市场的顺利开展，在机制设计上应充分考虑与现有电力市场规则和结算方式的衔接问题。我国容量市场应以完全覆盖或大部分覆盖稳定电源固定成本为最终目标，由电能量市场覆盖“变动成本+合理收益+容量市场未覆盖的固定成本”。形成较为稳定的电力市场环境，直观表达电能发生成本，明确用户承担费用。
4.1 容量市场需求曲线方案
图5为我国容量市场需求曲线设计，市场建设初期需求曲线应以需求与价格线性变化为基准。在后期电力数据充足，容量市场对价格的响应情况可以预估的情况下，可逐步确定参考点，并引导电力系统总发电容量向容量需求点靠拢。
前期需求曲线应采用线性递减变化设计，一是因为设计较为简单，二是可收集发电侧的价格响应情况数据，为容量需求曲线设计的第二步做准备。容量需求曲线设计的第二步为利用明确的期望容量并对发电投资方良好的投资起到有效指引作用，有助于电网发电容量规划的科学有序发展。
4.2 适应我国电力市场的容量市场组织形式及资金回收方式
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，应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。未来，容量市场的费用可以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负责回收，而变动成本由电能量市场回收。因此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。
由于目前各省的电力市场都是以电能量市场为主，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。
因此火电发电企业获得的电能量市场的收入为
其中，I1表示发电企业在电能量市场的收入，T1为在电能量市场中发电商的结算价格，E1为发电企业按T1价格结算所发出的电量。σ1为发电企业偏差考核费用（如所在地存在现货交易，则此项费用为零）。
因此中标的火电发电企业需要上缴的容量市场费用为：
其中C1表示在容量市场中标的火电企业需上缴的容量市场费用。
此种方式下，在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。
在容量市场实施初期，可适当缩短容量市场拍卖周期。在容量市场实施的短期内，将国外三年的拍卖周期缩短为半年一拍卖或一季度一拍卖。该措施有助于让发电商尽快适应容量市场报价规则，并促使容量市场监督机构不断依据市场报价调整每兆瓦向发电商扣除的单位容量费用及容量需求曲线，快速迭代的拍卖流程有助于发现发电容量的真实价格。有助于保证发电商报价的合理性，同时保证容量市场资金规模控制在一定范围之内，确保容量市场建设的稳步推进。
此种方式有助于接入现行的电力市场框架并推进容量市场发展。在市场和监管机构熟悉报价规则和市场情况之后，可以将容量市场拍卖周期延长，保障全系统发电容量长期稳定。
4.3 容量市场定价原则方案一
第一种可行方案是容量市场覆盖发电设备固定成本的100%，电能量市场覆盖发电设备变动成本及准许收益。其发电商利用小时数、成本及收益情况与现行的电能量市场对比如图6所示。
如图所示，容量市场覆盖全部固定成本的情况下，发电商会通过电能量市场竞争获得发电设备上网发电量，从而获取相应利润。由于发电设备固定成本已由容量市场覆盖，发电商回收固定成本压力小，只要可以上网发电就可以获利，发电商可以不用顾虑固定成本带来的成本回收问题，其会在电能量市场报价中增加尽量低的合理收益来获得发电资格。因此相较于单一电能量市场的价格收益，“容量市场+电能量市场”结合的市场机制可以促进发电商的有效竞争，降低发电商的固定成本回收压力，同时鼓励发电厂参与市场竞争，促进其生产运行的提质增效提升自身效能。
4.4 容量市场定价原则方案二
第二种可行方案是使容量市场覆盖发电设备固定成本的70%，电能量市场覆盖发电设备变动成本、固定成本的30%及合理收益。其发电利用小时数与成本及收益情况对比如图7。
图7 电能量市场和容量市场下发电设备收入及成本与发电设备利用小时数关系
如图所示，在发电设备利用小时数高于其合理利用小时数时，发电设备“变动成本+固定成本”低于电能量市场获利情况，发电机组盈利。当发电设备利用小时数低于合理利用小时数时，发电机组亏损。虚线部分是部分高效能机组的获利空间，由于部分高效能发电设备变动成本较低，使其在更低有效利用小时数时开始盈利。此机制促进发电设备尽量达到合理利用小时数实现发电设备收支平衡并继续获利。
另外，由于容量市场承担了发电设备部分市场风险，在容量市场下，电能量市场中发电商报价将以“变动成本+合理收益+发电设备单位发电量承担的容量基金”报价，此种报价更为直观。
在引入容量市场后，发电市场获得的容量费用占固定成本比例越多，发电设备回收固定成本压力越小会使单位发电收益期望降低，从而加剧市场竞争。因此在充分市场竞争的情况下，发电商可以获得较为稳定的收益的同时，用户也会获得合理的电费报价，有助于市场交易中发电厂与用户的良性互动。
4.5 两种容量市场设计方案对比
方案一、方案二和单一电能量市场下发电设备收入与利用小时关系如图8：
表2 三种不同方案比较
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。
未来将对两种方案进行深入研究，研究适应全国各省情况的统一容量市场顶层设计方案。
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算例分析
假设某电厂2台100万机组平均上网电价为380元/千千瓦时，发电变动成本为238元/千千瓦时。假设其每年固定成本回收压力为10.64亿元。
假设容量市场设计将利用小时数为3800小时为营收平衡标准计算。两种不同容量市场设计方案中，发电企业每发一千千瓦时向容量基金交付费用a为：
通过容量市场竞争，发电企业获得的容量费用会由于竞争而变化。为方便计算，此次算例中按照发电企业在方案一中中标的金额为10.64亿元，方案二中标金额为7.448亿元（70%的固定成本）计算。实际竞拍中可能由于市场竞争存在带来容量市场回收资金小幅变化，这部分变化会影响发电设备盈利情况，但此算例分析中不作考虑。
由于容量市场可以回收部分固定成本从而降低发电企业成本回收压力，带来的市场竞争加剧。其导致发电企业平均上网电价降低的部分难以量化处理，因此在此案例分析中不考虑发电企业平均上网电价变化。两种方案和单一电能量市场的火电机组不同利用小时数盈利情况比较如下。
如算例所示，方案一中由于发电设备变动成本较低，容量市场弥补了全部固定成本。所以发电设备持续盈利，并且利用小时数越高，盈利规模越大。方案二中，由于容量市场仅回收部分固定成本。因此发电设备利用小时数低时，发电企业亏损。另一方面，由于容量市场的存在，发电企业由于利用小时数少导致的亏损规模减少。并且，当发电设备利用小时数较高时，发电设备盈利规模也不同。
因此，此种由现行电力市场向容量市场过渡方式可以为发电商提供防范风险的作用（利用小时数过低亏损较少）；通过设计需求曲线参数可以保证全系统发电容量充裕；并且通过降低固定成本回收压力促进市场充分竞争，降低用户用能成本。
6
结论
良好的发电资源充裕程度对于电力市场建设和电力工业的安全可靠运营具有至关重要的影响，本文介绍了三种典型的保证电力系统发电容量充裕性的解决办法。容量市场模式目前是较为符合我国现阶段电力市场运行现状的方法。容量市场可以前瞻性的通过市场价格信号引导电源的规划、投资与建设，可以有效发挥市场的主动调节作用。通过对不同容量市场设计方案场景的分析表明，引入容量市场可以降低发电商在电能量市场中回收固定成本的压力，促进发电商在电能量市场按边际成本报价，有利于市场的充分竞争，同时使用户获得更清晰、合理的用电价格。本研究提出了容量市场参与现行电力市场的过度方式，可以帮助容量市场加速融入中国现行的电力市场体制。
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专家介绍
孙启星，博士，国网能源院财会与审计研究所研究员。主要从事电力现货市场，容量市场，输配电价改革相关研究工作。曾发表多篇SCI文章。
团队简介：国网能源院财会与审计研究所（以下简称财审所）成立于2009年10月，主要负责能源电力价格研究、体制机制改革和监管研究、企业财务与会计管理研究、资本运营管理机制研究、金融发展研究等。财审所积极推动开放、共享的研究交流活动，先后与英国监管机构OFGEM、英国国家电网公司、英国巴斯大学、剑桥大学、国家财政部、国家能源局、国家发改委、中国社科院等机构和专家建立常态化交流机制。
财审所下设财会与审计研究室、电力与能源价格研究室、金融研究室，现有员工29名，专业覆盖电气工程及其自动化、技术经济、财务、金融、数学、计算机科学等，平均年龄35岁，其中博士19人，具有高级职称16人，公司领军专家人才1人，专家人才2人，是一只新老结合、富有朝气、勇于创新的团队。财审所研究成果曾多次获得各类奖项，其中，中国电力科学奖技术奖及电力创新奖10项、能源创新奖3项、薛暮桥价格研究奖5项、国网公司科技进步奖24项等；发表内参专报近百篇，获得公司领导肯定；研究团队曾获得“国家电网有限公司电网先锋党支部”、“国网能源院先进党支部”、“课题攻关党员先锋团队”等称号。
往期回顾
◀【管制电价理论与实务】输配电事前定价情况下投资监管的国际经验及启示
◀【“管资本”下的混改与资本运营】央企结构调整ETF指数型基金情况分析
◀【能源电力供需分析预测】基于用电数据的中国南北地区发展差距分析
编辑：杨彪
审核：许晓艳
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