碳中和背景下的电力行业系列6---市场化条件下的电价体系
昨天和大家分享了碳中和背景下的电力行业系列的第五部分：煤电上网，电价是“定价之锚”
今天和大家分享第六部分：市场化条件下的电价体系
1、电能量价格
2、容量回收机制
3、辅助服务价格
在《关于进一步深化电力体制改革的若干意见（中发〔2015〕9 号文）及配套文件》（简 称“9 号文”）发布后，国家发改委、国家能源局随后发布了电力体制改革的六个配套文件。
其中《关于推进电力市场建设的实施意见》明确我国电力市场构成主要由中长期市 场和现货市场构成，中长期市场主要开展多年、年、季、月、周等日以上电能量交易和可中断负荷、调压等辅助服务交易。现货市场主要开展日前、日内、实时电能量交易和 备用、调频等辅助服务交易。
改革以来，各地均开展了以双边协商、集中竞价及挂牌多种交易方式的年度、月度的中长期交易，交易品种涉及电能量及发电权交易。
2017 年 8 月，国家发展改革委和能源局选择南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃作为第一批电力现货市场建设试点地区，各试点地区均已开展现货市场不同时间周期的结算试运行。
现货市场中以集中竞价方式开展，交易品种为电能量。
辅助服务市场中，除四川外，各试点地区开展了调频辅助服务交易；甘肃、山西、 山东、内蒙开展了调峰辅助服务市场交易，其中甘肃、山东、内蒙在现货试结算期间暂 停调峰市场交易。
随着发用电计划逐步放开，发电企业和电力用户（售电公司）可以通过自主协商、集中竞价等市场化方式交易部分电量，交易价格即为市场交易电价，市场交易电价分为中长期交易价格、现货交易价格。
部分电量仍以“计划电量”或“基数电量”的形式存在，由电网企业统一收购，按照政府定的标杆上网电价进行结算。
在电力市场化环境中，根据交易类型的不同，可将煤电发电价格体系分为四类：
一是电能量价格，包括中长期价格、现货价格、优发价格（基准）等。
二是容量价格，可以是 稀缺电价机制、容量市场、容量补偿机制的任意一种。
三是辅助服务价格，包括调频、 备用、AGC、黑启动等。
四是成本补偿（机制），包括运行成本补偿和机会成本补偿等。
1、电能量价格
1）中长期交易价格。
中长期市场交易主要指符合准入条件的发电企业、售电企业、电力用户和独立的辅助服务提供商等市场交易主体，通过市场化方式，开展的多年、年、季、 月、周等日以上电能量交易。
通过中长期市场交易形成的价格称为中长期交易价格，适用于境内现阶段各地开展的电力直接交易、跨省跨区交易（指跨越发电调度控制区）、合同电量转让交易等。
目前，我国中长期电力交易主要以双边协商交易和集中竞价交易为 主，挂牌交易作为补充。
2）现货交易价格。
现货市场主要包括日前、日内和实时的电能量，通过现货市场交易形成的价格称为现货交易价格。
从交易时间角度看，现货市场可分为日前市场、日内市场和实时市场。
从定价形式角度看，现货市场定价机制均以短期边际成本为基础，根据输电线路约束考虑的粗细分为系统边际定价、区域边际定价以及节点边际定价，三种定价机制适用于不同电网结构和输电阻塞情况的电力批发市场。
3）优先发电价格。
改革后，部分发电量以“计划电量”或“基数电量”的形式存在，由调度机构根据优先发电、优先购电计划以及电网实际运行需要安排。该部分电量仍由电网企业收购，按照政府核定的上网电价（基准电价）进行结算。
2、容量回收机制
在有大量间歇性和资金密集型电源的电力系统中，单一电能量市场很难实现发电容量回报的需求。
随着高比例大规模可再生能源进入市场，一年中的部分时段批发电价趋近于零，个别低谷时段的大量风电还会导致负电价，市场价格信号失灵，无法吸引对可再生 能源所必需的备用容量和储能等方面的投资。
为应对发电（调节）容量充裕性问题，各国从理论和实践开展了一系列探索，最具代表性的做法分别是稀缺电价机制、容量市场和容量补偿机制。
稀缺电价机制是指不设置容量市场或容量机制，依靠单一电能量市场解决发电资源充裕的一种方式，该市场不设上限价格或者上限价格很高。在系统电能量和备用稀缺的情况下，电能价格能够快速大幅上涨，通过短时高价格满足电源回收投资的需要，用以鼓励投资新建电厂。美国德州、加拿大阿尔伯塔和澳大利亚电力市场均采用了稀缺定价机制。
容量市场是一种为容量定价的市场机制，是在单一电能量市场之外设置的新的市场，用以保证电力系统达到明确的可靠性标准，以英国容量市场和美国部分区域容量市场最为典型。英国为实现中长期的发电容量充裕性、促进能源低碳化、纠正市场失灵等目的， 在 2014 年建立了容量市场。美国的 6 个电力批发市场中，PJM、NYISO（纽约市场） 和 ISO-NE（新英格兰市场）设有容量市场。
容量补偿机制是由监管机构制定容量价格和可补偿容量，为发电机组回收固定成本的一种具有行政色彩的容量成本回收机制。主要在政府或监管机构的指导下，根据负荷预测、 用户停电损失评估、系统可靠性标准和发电机组可用性等因素确定单位容量补偿标准和各机组可补偿容量，从而对发电容量成本进行合理补偿。
较为典型的是智利电力市场容量补偿机制，通过经济性监管手段对竞争性发电侧现货市场进行有益补充。发电机组根据可补偿容量和补偿价格获得月度容量补偿，总收入为电能量收入与容量收入之和。其他用行政手段设定的容量机制还有西班牙实行的容量费、瑞典和芬兰实行的战略备用机制等。
这些机制的区别在于容量费和战略备用机制通常只覆盖部分市场，将容量机制限制于无法在常规市场里收回全部成本的发电机组，其余部分发电容量回收还要取决于单一电能量市场价格。
容量补偿机制可以覆盖全市场，对所有提供可信容量的机组进行补偿，一定程度可以避免由容量机制或市场投资激励预测误差引起的市场价格扭曲。
3、辅助服务价格
目前我国六大区域电网仍按照“两个细则”对有偿辅助服务进行补偿，同时，许多地区积极探索建立辅助服务市场，进行辅助服务市场化交易。现行上网电价体系中，辅助服务有市场化和非市场化两种定价方式。
1）补偿机制下的辅助服务价格。
2006 年，原国家电监会制定了《发电厂并网运行管理办法》 《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》，六大区域局根据两个办法制定了“两个细则”。
“两个细则”是对发电企业经济利益的事后调整规则，相关费用在发电企业内部流动，承担辅助服务较多的发电企业获得补偿，承担较少或不承担辅助服务的发电企业支付辅助服务费用，并网运行管理考核资金优先支付辅助服务费用，多余部分返还发电企业，如辅助服务费用高于并网运行管理考核费用，则缺额部分由发电企业按照当月上网电费（电 量）分摊。
“两个细则”的主要辅助服务品种包括 AGC、旋转备用、启停调峰、调峰等有 功辅助服务和 AVC、黑启动、无功补偿等。“两个细则”对各种有偿辅助服务品种采用统 一标准的补偿方式，不同区域的补偿方式及补偿价格各不相同。
2）市场化辅助服务价格。
9 号文提出以市场化原则建立辅助服务分担共享新机制以及完善并网发电企业辅助服务考核机制和补偿机制。
2018 年以来，福建、甘肃、宁夏、山东、江苏、新疆、重庆、山西、安徽、陕西、华东、华北、西北等地启动调峰辅助服务市场， 山西、山东、福建、广东、甘肃、四川等地调频辅助服务市场也都正式运行或进入试运 行阶段。
近几年建立的辅助服务市场都不再设定统一的补偿价格，多采用集中竞价、统一出清、边际定价的方式开展辅助服务交易，从而产生了辅助服务市场价格。
3）调峰是我国特有的电力辅助服务品种，国外成熟辅助服务市场一般通过现货市场中的实时市场或平衡机制实现调峰。
2020 年 8 月，国家发改委、能源局发文试行将调峰辅助服务市场与现货电能量市场融合（现货市场替代调峰市场），不再单独组织开展调峰辅助服务市场交易，并通过扩大限价幅度、降低最小申报电力等措施拉大峰谷价差，实现调峰成本的自动补偿。目前电力辅助服务以调频为主，同时包括无功调节、备用、黑启动服务等多个品种。
碳中和背景下的电力行业系列的第六部分的内容就分享到这里，明天和大家分享第七部分的内容：当前电价体系的一些问题和举措。
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