碳中和背景下的电力行业系列9---容量补偿电价的案例测算
昨天和大家分享了碳中和背景下的电力行业系列的第八部分：容量补偿电价
今天和大家分享第九部分：容量补偿电价的案例测算
1、山东省电力市场概况
1）山东省电源结构以煤电为主
截至 2019 年底，山东省全口径发电装机容量 14044 万千瓦。其中，火电装机 10713 万千瓦，占比 76%；风电 1354 万千瓦，占比 10%；光伏 1619 万 千瓦，占比 11%；核电 250 万千瓦，占比 2%；水电 108 万千瓦，占比 1%。
山东公司发电装机容量 2394 万千瓦，占省内总规模的 16.11%。其中风电、光伏、火电分别为 167、 42 和 2185 万千瓦。
2）负荷特性及用电情况
2019 年度，山东电网直调用电最高负荷为 7664.2 万千瓦。直调用电最低负荷为 5422.7 万千瓦，直调用电负荷最大峰谷差为 1775.4 万千瓦。
2019 年，山东全社会用电量 6218.72 亿千瓦时，其中第二产业用电量 4728.02 亿千瓦时，占比 76%；第 三产业用电量 707.57 亿千瓦时，占比 11.38%；城乡居民生活用电量 698.21 亿千瓦时，占比 11.23%。
3）山东电力市场交易品种及交易情况
中长期以双边协商、集中竞价及挂牌方式开展电能量及发电权交易，现货市场采用全电量竞价，集中优化出清方式开展电能量交易，辅助服务市场开展了调频及调峰交易。现货市场运行期间调峰市场暂停，调频市场与现货市场联合出清，无其他专场交易。
2019 年，省调煤电机组省内市场化电量成交 906.88 亿千瓦时（折算到上网侧为 950.51 亿千瓦时），占比 96.13%，均价 300.28 元/兆瓦时；新能源企业成交电量 36.47 亿千瓦时，占比 3.87%均价 276.12 元/兆瓦时。
在省调煤电机组中，30 万千瓦级成交占比最大，为 50.1%；60 万千瓦级次之，为 37.7%；20 万千瓦级及以下总成交占比为 12.2%。
2、模拟测算结果
现货市场中不同边际机量电价的制定具有不同影响，根据山东电源装机及电力系统运行实际情况，如组对单位容量按照抽蓄电站参与市场，则抽蓄电站为市场边际机组；如果抽蓄电站不参与市场，则燃机为市场边际机组。
基于上述两种情景模拟测算山东省各类电源有效容量、单位容量补偿标准，以及总补偿金额和对电价产生的影响。
情景一：抽蓄电站作为市场边际机组
1）发电机组可调容量
山东省全口径直调装机为 8942.04 万千瓦，剔除 666.5 万千瓦企业自备火电机组，总装机为 8275.54 万千瓦，考虑一次能源影响因素后，测算初始容量为 6572.88 万千瓦，考虑机组厂用电率、计划检修、非计划停运等因素的影响，分别测算各类型电源可调容量，汇总后得到系统可调容量为 5577.54 万千瓦。
2）发电机组可补偿容量
2019 年，山东省最大负荷出现在 7 月 25 日 15:00，负荷值为 6945 万千瓦（选取省内此时刻对应负荷为 8302 万千瓦，外来电为 13568 万千瓦）。考虑系统备用 400 万千瓦需求，扣除直调自备火电厂 667 万千瓦和地调自备小火电 700 万千瓦， 系统容量需求最大为 5978 万千瓦，计算容量调整系数为 1.07。（容量系数大于 1，则系统发电容量紧张，容量系数小于 1，则系统发电容量相对宽松）。
结果显示，山东发电容量相对紧张，系统可调容量小于容量需求，各类电源补偿率（可补偿容量比装机容量）分 别为煤机 89.4%、核电 98.8%、风电 19.5%、光伏 15%、抽蓄 96%。核电和抽蓄机组检修和非停时间较少，可以为系统提供相对稳定的容量保障，获得的补偿率较高；煤电次之；风电、光伏等可再生资源发电由于其不确定性，可获得补偿的比例较低。
3）各类电源容量补偿费用
按照抽蓄机组参与市场，作为市场边际机组，以抽蓄电站投资水平为基础估算容量电价补偿标准，暂定 550 元/千瓦（参考华东电网财〔2005〕442 号、 闽价商〔2013〕469 号、赣发改商价〔2016〕557 号对三个抽蓄电站容量电价批复价格）。系统总补偿金额 328.82 亿元，其中煤机补偿 289.87 亿元，占比 88%；核电补偿 13.59 亿 元，风电补偿 14.40 亿元，光伏补偿 5.68 亿元，抽蓄电站补偿 5.28 亿元。
根据装机容量折算单位容量平均补偿分别为：煤机 491.68 元/千瓦，核电 543.63 元/千瓦， 风电 107.39 元/千瓦，光伏 82.43 元/千瓦，抽蓄电站 528.17 元/千瓦，全口径平均 397.34 元/千瓦。从单位容量平均补偿情况也可看出，核电和抽蓄容量可靠性高，因此补偿水平较高。
情景二：抽蓄电站不参与市场
1）发电机组可调容量及可补偿容量情况
去掉抽蓄机组后，全口径装机为 8176 万千瓦，考虑一次能源影响，测算初始容量为 6473 万千瓦，考虑机组厂用电率、计划检修、非计划停运等因素的影响，测算可调容量为 5488 万千瓦。容量需求不变，计算容量调整系数为 1.09。各类型电源的可补偿容量如下。减少抽蓄装机后，山东发电容量在部分时段偏紧， 容量需求调整系数增大，各类电源补偿率分别为煤机 90.9%、核电 100.5%、风电 19.8%、 光伏 15.2%。
2）各类电源容量补偿费用
在不考虑抽蓄电站参与市场的条件下，依据经济调度的原则，135MW 超高压火电机组将承担满足尖峰负荷需求的重任，参考《火电工程限额设计参考造价指标》，计划投资回收期为 15 年，贴现率选为 8%；单位容量投资成本为 3745 元/千 瓦，计算得到系统年度容量电价补偿标准约为 437.6 元/千瓦。系统总补偿金额为 261.62 亿元，其中煤机 234.39 亿元，核电 10.99 亿元，风电 11.65 亿元，光伏 4.59 亿元。
根据装机容量折算单位容量平均补偿，分别为煤机 397.58 元/千瓦，核电 439.59 元/千瓦， 风电 86.84 元/千瓦，光伏 66.65 元/千瓦，全口径平均 320 元/千瓦。煤电机组为系统边际机组的条件下，容量补偿金额大幅减少。
3 、测算结果分析：煤电受益最大
两种情景测算结果总体符合市场环境。
山东电源结构中煤电是绝对主力电源，煤电总可补偿容量绝对值最大，获得补偿金额比例最高，约为 88%-90%；核电因装机规模较小，补偿金额占比较低，但其单位容量平均补偿最高；风电、光伏因其出力不确定性大，对系统可靠容量贡献率相对低，其可补偿容量较小，补偿金额占比、单位容量平均补偿水平在各类电源中均为最低水平。
2019 年，山东售电量剔除外来电后约为 3057.06 亿千瓦时，按照抽蓄电站为边际机组，总补偿费用 328.82 亿元，折合度电分摊 0.108 元/千瓦时；按照 135MW 煤电机组为边际机组，总补偿费用 261.62 亿元，折合度电分摊 0.086 元/千瓦时。
建立容量成本补偿机制，市场主体报价主要考虑变动成本，高成本机组得到容量补偿后，有了可预期的现金流，将释放出一定的发电空间。同时，山东煤电机组上网电量 2360 亿千瓦时，获得容量收入 为 289.87 亿元，由此计算得出煤机单位容量补偿为 0.123 元/千瓦时，这一数字较用户侧 0.108 元/千瓦时的度电分摊大，因此引入容量补偿机制后煤电机组度电收益将较目前山东 省燃煤标杆电价 0.3949 元/千瓦时有所上升。
中国的电力体制改革正在有序推进，建立电力现货市场将是下一阶段竞争性电力批发市场建设的主旋律。经典现货市场理论以机组发电生产的短期边际成本决定市场出清价格，单纯依赖该现货市场价格会给市场的稳定运行带来隐患：
A、对存量机组而言，决定现货市场出清价格的边际机组的固定成本支出无法得到合理补偿。
B、非边际机组的固定成本支出虽然能够通过自身边际成本和系统边际成本之间的差额得到部分补偿，但是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进一步增大。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。
因此，电力现货市场设计和建设过程中，必须充分考虑并设计发电固定成本回收的有效方式和途径。
世界多数国家和地区电力市场建设实践均表明，在建立竞争性电力批发市场的过程中， 需要设计相应的发电容量成本回收机制，从而能够给予发电容量投资回收一个相对稳定的预期，以引导发电容量有序投资，保障发电容量的长期充裕。
各市场的做法不尽相同，大体可归纳为建立稀缺定价机制、建立容量市场和建立容量补偿机制三类。
稀缺定价机制要允许系统短时出现极高的价格尖峰，这对于政策的制定者、执行者，以及市场参与者都是严峻的考验，主要适用于社会对高电价风险承受力强的地区，如美国德州等市场；稀缺电价仅反映短时的供需，会给系统长期容量充裕以及发电投资带来较大的风险。
容量市场以市场竞争的方式形成容量价格实现发电容量成本回收，是竞争性电力市场的有机组成，主要适用于电能量市场发展已经相对完善的国家或地区，如美国部 分电力市场、英国等。但是，容量市场的设计在理论与实践上均需进一步完善，并且需要在系统预测、市场管控等方面具备较扎实的基础。
在当前我国电能量市场建设仍处在起步摸索的阶段，进一步建立容量市场存在较大的障碍。容量补偿机制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，主要适用于电力市场发展初期，经济社会和金融市场仍欠发达的地区，如智利、秘鲁等。该机制具备较好的理论基础，国外有成功的实践经验，能够有序引导发电容量投资，优化资源配置。
因此，将容量补偿机制作为我国现阶段发电容量成本回收机制可能是相对较好的选择，以实现向竞争性电力批发市场的平稳过渡。
容量补偿标准（容量电价）基于边际成本法计算，能起到引导未来投资和资源优化配置 的作用。可补偿容量需分电源类型核算，充分考虑各类电源的技术经济特性以及市场的供需状况。具体的测算分析表明，容量补偿机制能够反映市场对容量的需求，体现不同发电机组对系统的容量贡献差异，在电力市场建设初期，为各类发电机组容量成本的回收提供稳定预期，进而引导发电资源的优化配置。
同时，在容量补偿机制下，电力用户对于发电容量电费支出也易于理解和估算。分析也表明，容量补偿机制有可能对各类发电机组目前的利益格局做出较大程度的调整。因此，容量补偿机制的实际推行还需针对各省电力系统的实际状况进行修正完善，做好与现状的平稳过渡衔接。
碳中和背景下的电力行业系列的第九部分的内容就分享到这里，明天和大家分享第十部分的内容：电力企业盈利测算。
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