1、建立容量成本补偿机制的必要性
2、容量成本回收机制的选择
3、容量补偿的具体实施方式
1、建立容量成本补偿机制的必要性
风光大规模的并网需要足够的配套储能或者辅助能源才能保障电网的稳定性。
为了实现碳达峰、碳中和目标，清洁能源将逐步成为我国的主力电源。根据能源局发布的《关于 2021 年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知(征求意见稿)》，到 2025 年我国风电、 光伏发电量占比总发电量比将达到 16.5%左右。
根据国家发改委能源研究所等机构的预测， 到 2050 年，我国光伏和风电的发电量占比将分别达到 39%和 33%。由于风光电源出力不稳定的特点，大规模风光装机接入电网需要配套储能或者辅助电源，在国家能源局印发的《2021 年能源工作指导意见》中就明确提出要加强电力应急调峰能力建设。
在储能实现大规模商业化运用前，参与调峰的火电机组容量决定了风光的并网装机规模。目前电化学储能成本较高，抽水蓄能对地理环境有要求，只有火电具有大规模调峰能力。
内蒙古能源局下发《关于实施火电灵活性改造促进新能源消纳工作的通知》，探索火电灵活性改造促进新能源高比例消纳的体制机制。根据文件，开展火电灵活性改造后新增的新能源消纳规模，按照不低于改造后增加的调峰空间 50%的比例配置给开展灵活性改造 的企业，原则上新增的新能源规模不能超过火电灵活性改造后增加的调峰空间。
我们认为在中短期内火电参与调峰的机组容量将直接决定我们接入电网的新能源装机容量。在火电机组大量承担调峰任务后，必须出台合理的容量成本补偿机制保障相关企业运营和投资的积极性。
为了确保清洁能源的快速发展，未来火电的角色将由主力电源逐步变为以调峰、应急为主的辅助电源。当火电承担了更多的调峰任务后，其机组利用小时数 必将持续下降，在现行的商业模式下，火电运营企业将出现大面积亏损。因此需要出台 相应的容量成本补偿机制，保障火电企业正常的收益，以此维持其运营和投资的积极性， 从而保障整个电网的运行稳定。
2、容量成本回收机制的选择
合理的发电容量成本回收机制应该能够引导在适当位置建设适当类型和适当水平的发电容量，并且一个设计合理的机制应该能够降低相应能量市场所存在的风险和市场力。
当前建立了竞争性电力批发市场的国家和地区所采用的容量成本回收机制大致可归纳为三类：稀缺定价机制、容量市场机制以及容量补偿机制。三种机制各有优缺利弊及适用的条件。
我国当前市场环境下，采用稀缺定价机制实现发电容量成本的回收可能会存在以下问题：稀缺定价机制下监管难度较大、形成的投资环境具有高风险性、价格上限管制有可能背 离机制设计的初衷。
容量市场机制实现发电容量成本的回收也可能会存在一些问题：系统预测能力不足、信息公开程度不高、市场管控能力不足。
容量补偿机制是对发电企业的装机容量或可用容量进行直接补偿以刺激发电投资的方法。在该机制下，由政府或监管机构根据负荷预测、对用户停电损失的评估、要求的系统可靠性水平和发电机组的可用性等因素，确定容量电价。
发电企业按其装机容量或可用容量获得收入，所能引导出的装机容量大小由市场确定，成本由用户承担。实践中，容量补偿机制通常是在政府相关主管部门的指导下，通过对单位容量补偿标准和各发电机组可补偿容量的核算，实现对发电容量成本的合理补偿。该机制具备较好的理论基础，国内外均有成功实践，可以促使发电企业保持机组的可用性，促进电能市场竞争，能够有序引导发电容量投资，优化资源配置。
对比来看，结合我国国情及电力行业实际情况，容量补偿机制可能是我国在向现货市场逐步过渡阶段时，发电容量成本回收机制的较优方案。
3、容量补偿的具体实施方式
容量补偿机制的基本思路为，由政府相关主管部门制定容量电价定价规则，充分考虑系 统实际需求和发电机组实际发电能力来核算各台发电机组的可补偿容量，进行容量补偿。
1）容量电价和可补偿容量
容量电价水平决定了对单位容量的补偿标准。
经济学理论认为以边际成本来制定受管制行业的商品价格水平是一个完美的解决方案，发电边际容量成本是为了满足电力负荷微增所需增加的最小的发电投资成本。
发电边际容量成本是一个长期边际成本，依据其定价是要以一个基于中长期负荷预测的、具有一定供电可靠性水平、年费用最小的电源扩展规划方案以及系统以最优方式运行为前提的。正因如此，采用这种方法制定的容量电价水平才能起到引导未来投资和资源优化配置的作用。
具体到以边际成本法制定发电容量电价，需要首先确定系统的边际机组，再以此边际机组为基础确定系统的发电容量边际成本。
可补偿容量是指能够按照核定的容量电价水平获得补偿的发电容量。
首先计算初始容量，再计算可调容量。机组的初始容量对应于峰值负荷期间机组可用容量对系统总容量的预期贡献。对于某个发电厂，还应充分考虑机组计划检修、厂用负荷以及一次能源供应等因素对发电机组可用容量的影响。
确定可调容量后，为确定各机组的可补偿容量，需根据峰值负荷对各机组可调容量进行修正，并根据线路阻塞情况进行调整。该修正主要是根据系统峰值负荷对所有机组的可调容量按比例进行下调，使得修正后的所有机组可补偿容量总值与系统峰值负荷持平。
2）容量电费计算
各发电机组依据制定的容量电价水平及各自的可补偿容量获得容量电费，当前国内市场一种可行的方式为：
（1）每年末，依据对当年市场供需的分析和下一年度的预测，选择边际机组，计算容量电价水平。
（2）每年末，依据对下一年最大负荷（含备用等）的预测及各类机组可用性分析，计算各机组可补偿容量。
（3）依据上述容量电价水平和系统总的可补偿容量预测，计算系统总容量电费，将该总容量电费计入销售电价，向各类终端用户收取。
（4）在实际执行年的每月初，依据上月实际最大负荷（含备用等）及各类机组的实际可用性，计算各机组可补偿容量，乘以容量电价支付各机组上月容量电费。
（5）每年末，将实际支付给各机组的容量电费与通过销售电价实现的容量电费之间的偏差在下一年度容量电费中统筹。
3） 衔接问题
在向全面竞争的电力批发市场发展的过渡阶段，部分保留的执行政府定价的“计划电量” 承担着回收容量投资成本的重任。但是随着“计划电量”占比的逐步缩减以及政府定价由 “标杆价”向“基准价 上下浮动”的演化，发电容量成本的回收失去了有效的渠道。
容量补偿机制的实施将弥补这一缺失，承担起发电容量成本回收的重任。未来，在电力现货市场环境下，若建立了容量补偿机制，则电能量市场、辅助服务市场、 容量补偿机制等一起构成了较为完备的电力市场价格体系。
发电企业在电力批发市场的收入将主要由容量补偿收入、电能量市场收入以及辅助服务收入三部分组成。发电企业在不同机制下回收不同的成本，三者相互协调，互为补充。
容量补偿机制通过对“有用”发电容量提供经济补偿，帮助发电企业实现容量成本回收， 引导发电容量有序投资，保障发电容量长期充裕。该机制由政府相关管理部门主导，更多的体现市场相关管理部门负有的保障市场长期稳定、安全运行的职责，并可将原有的 “单一制标杆电量电价”演变为“标杆容量电价”，从而既能实现长期的容量规划目标，又能 “奖优罚劣”，约束成本，提高效率。
该机制实施后，电能量市场的竞争将真正转变为短期边际成本的竞争，竞争形成的价格主要体现电力短期供需。此时，市场规则对电能量竞争价格的约束（上下限）以及发电企业的报价策略都应与实施容量补偿机制前有所区别，电能量市场价格上限将基于边际机组的变动成本确定。
电能量市场价格相比于没有建立容量补偿机制前预计有所降低。电力辅助服务市场与容量补偿机制均有利于保障电力系统发电容量的充裕性，但二者在时间尺度上有所差别。电力辅助服务市场是为了保障电力系统短期（小时、日、周）可 用调节容量的充裕性，而容量补偿机制是为了保障长期（年、多年）发电容量供应的充 裕性。
从发电企业生产经营的角度来看，电力辅助服务市场与容量补偿机制提供了不同 成本的回收途径。发电企业通过电力辅助服务市场回收的成本应主要为提供辅助服务的变动成本、预留发电容量导致无法提供电能所带来的机会成本。发电企业通过容量补偿机制回收的成本主要为容量投资成本。
在当前环境下，建立容量补偿机制可能会对现行的辅助服务市场（补偿）机制造成影响。调峰服务方面，各区域“两个细则”对调峰服务进行考核时一般与机组上网电价挂钩，而政府制定的上网电价考虑了容量投资成本的回收，因此建立容量补偿机制后可能需要调 整调峰服务的补偿标准和考核办法。
冷备用方面，当前南方区域“两个细则”将冷备用作 为一项辅助服务品种，对发电企业容量成本回收起到了一定的作用，因此建立容量补偿机制后是否还将冷备用作为一项辅助服务品种需要进行研究。
碳中和背景下的电力行业系列的第八部分的内容就分享到这里，明天和大家分享第九部分的内容：容量补偿电价的案例测算。
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