碳中和背景下的电力行业系列7---当前电价体系的一些问题和举措
昨天和大家分享了碳中和背景下的电力行业系列的第六部分：市场化条件下的电价体系
今天和大家分享第七部分：当前电价体系的一些问题和举措
1、问题
1）我国发电侧、用电侧市场空间不匹配
2）政府定价与市场竞价双轨制长期存在
3）现货市场较中长期市场价格偏低
2、举措
1）发改委要求各试点地区测算确定容量补偿机制
1、问题
1）我国发电侧、用电侧市场空间不匹配
电力市场空间与与发用电计划放开情况密切相关，各省经营性发用电计划均存在较大差异，优发电量普遍大于优购电量。
根据相关政策，居民、农业、重要公用事业及公益性用电为优先购电用户，不参与市场化交易，由电网企业按照政府定价保障供电。优先发电主要保障清洁能源消纳、机组供热和安全运行所需的调节性发电、跨省跨区资源配置等需求，定价方式包括政府定价（保量保价）和市场化定价（保量竞价）。
从全国看，目前优先购电占用电比例接近34%，用户侧市场空间约为 54%（不含网损、 厂用电，合计 12%）；优先发电在发电侧占比约为 66%，其中保量保价 61%，发电侧放开空间 37%，与用电侧相差 17%。
2） 政府定价与市场竞价双轨制长期存在
在发售电环节，价格以省级电网为单位核定，居民农业等优先购电、部分优先发电实行政府定价；经营性用户、其他发电电价由市场交易形成。此外，我国长期对居民、农业用电实施政策性交叉补贴。
电力交易形成的用户电价由市场交易价格、输配电价、政府性基金三部分构成。其中市场交易价格包括买卖双方按市场规则交易形成的电量电价；包括电力系统调频、调压、旋转备用、黑启动等辅助服务费用；容量补偿费用、必开机组等市场运营中的公共成本。
计划与市场长期并存的格局决定了电力市场需要统筹处理优先发用电计划与市场交易的关系，合理解决优发优购在电量和电力曲线方面的匹配问题，还需要建立价格和不平衡费用的疏导机制。
3）现货市场较中长期市场价格偏低
2019 年以来，各现货试点省相继启动了结算试运行，普遍存在现货市场电价偏低的情况。
山西 2020 年 8 月份现货市场电能量电价 149.6 元/兆瓦时，为中长期合同平均电价 296 元 /兆瓦时的 51%。
山东 5 月 16-19 日现货市场电能量电价 204.3 元/兆瓦时，为中长期合同 平均电价 382.2 元/兆瓦时的 53%。
广东 8 月份现货市场电能量电价 192.1 元/兆瓦时，为中长期合同平均电价 407 元/兆瓦时的 47%。
浙江 7 月份现货市场电能量电价 210.2 元/兆 瓦时，为中长期合同平均电价 407.2 元/兆瓦时的 52%。
现货市场结算试运行出清电价普遍低于中长期合同电价，主要存在以下原因：
A、标杆电价与现货市场价格成分差异。
现行中长期交易价格是在标杆电价基础上的让利， 一定程度体现发电企业容量成本、辅助服务成本等。而现货市场价格是基于机组边际成本形成的，不包含容量成本、辅助服务成本等，这种成分的差异，是出现“价格倒挂” 现象的客观理由。市场供求关系的体现。
山东、广东、浙江等受端省份受外来电、新能源等边界条件的有形约束下，用省内系统负荷扣除外来电、新能源等不参与市场竞价机组出力曲线后，所形成的竞价空间直接影响市场价格。
在竞价空间小的条件下，发电企业首段报价为最低限价以保障机组开机，二段以后报价不能有效出清，形成低价。
因此，广东、浙江虽是 7、 8 月传统大负荷期间进行结算试运行，但受水电大发的影响，造成省内市场供大于需，压低市场价格（浙江 5 月结算试运行外来电少，现货市场平均价格达 370 元/兆瓦时左右）。
B、规则设计不完善。
山西省则因现货市场保留调峰市场，市场规则中限制首段为 50%额定 出力，50%以下不报价，在系统需求不高的时候往往失去定价机组，使系统出现低价。山 西目前正开展结算试运行，因修改规则，取消调峰市场，市场均价有明显提升。
C、用户侧暂未参与市场结算。
浙江 7 月结算试运行用户侧暂未参与，为发电侧单边“零和” 游戏，无法有效传导价格信号，进一步压低电价。此外，现货市场出清电价没有反映现货市场运行成本、辅助服务成本等。
2、举措
1）发改委要求各试点地区测算确定容量补偿机制
针对试点地区出现的问题，为加快放开优先发用电计划，有效引导电源投资，保障电力系统长期容量充裕性，国家发改委向各试点地区发布《关于开展电力现货市场试点地区容量成本补偿测算及仿真工作的通知》，对发电机组的有效容量、单位容量补偿电价和容量补偿费用结算机制进行测算，并进行模拟仿真计算。
有效容量应按照机组类型核定，客观反映机组对电力系统最大容量需要的实际贡献，根据机组出力特性、厂用电率、燃料存储、枯水年来水、调节能力、检修停机、事故停机等因素进行折算。
单位容量补偿电价根据电力现货市场满足未来三年可预见市场峰值负 荷的边际机组之固定投资成本核定，或按照实际需要按年度制定。
结算机制分为发电侧结算或用户侧结算。
通知要求各地按照测算方案要求，利用 2019 年全年实际运行数据，外来电、新能源按照地板价参与现货市场，其余各类电源按照核定成本价进行仿真模拟出清来开展容量成本补偿测算，计算各类型电源现货市场收益情况，并根据各省发电成本、用电需求、系统可靠性要求等因素，确定容量补偿机制，将容量成本纳入市场运营公共服务成本，分摊至用户侧。
碳中和背景下的电力行业系列的第七部分的内容就分享到这里，明天和大家分享第八部分的内容：容量补偿电价。
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