碳中和背景下的電力行業(yè)系列9---容量補償電價的案例測算
昨天和大家分享了碳中和背景下的電力行業(yè)系列的第八部分：容量補償電價
今天和大家分享第九部分：容量補償電價的案例測算
1、山東省電力市場概況
1）山東省電源結構以煤電為主
截至 2019 年底，山東省全口徑發(fā)電裝機容量 14044 萬千瓦。其中，火電裝機 10713 萬千瓦，占比 76%；風電 1354 萬千瓦，占比 10%；光伏 1619 萬 千瓦，占比 11%；核電 250 萬千瓦，占比 2%；水電 108 萬千瓦，占比 1%。
山東公司發(fā)電裝機容量 2394 萬千瓦，占省內(nèi)總規(guī)模的 16.11%。其中風電、光伏、火電分別為 167、 42 和 2185 萬千瓦。
2）負荷特性及用電情況
2019 年度，山東電網(wǎng)直調(diào)用電最高負荷為 7664.2 萬千瓦。直調(diào)用電最低負荷為 5422.7 萬千瓦，直調(diào)用電負荷最大峰谷差為 1775.4 萬千瓦。
2019 年，山東全社會用電量 6218.72 億千瓦時，其中第二產(chǎn)業(yè)用電量 4728.02 億千瓦時，占比 76%；第 三產(chǎn)業(yè)用電量 707.57 億千瓦時，占比 11.38%；城鄉(xiāng)居民生活用電量 698.21 億千瓦時，占比 11.23%。
3）山東電力市場交易品種及交易情況
中長期以雙邊協(xié)商、集中競價及掛牌方式開展電能量及發(fā)電權交易，現(xiàn)貨市場采用全電量競價，集中優(yōu)化出清方式開展電能量交易，輔助服務市場開展了調(diào)頻及調(diào)峰交易?，F(xiàn)貨市場運行期間調(diào)峰市場暫停，調(diào)頻市場與現(xiàn)貨市場聯(lián)合出清，無其他專場交易。
2019 年，省調(diào)煤電機組省內(nèi)市場化電量成交 906.88 億千瓦時（折算到上網(wǎng)側為 950.51 億千瓦時），占比 96.13%，均價 300.28 元/兆瓦時；新能源企業(yè)成交電量 36.47 億千瓦時，占比 3.87%均價 276.12 元/兆瓦時。
在省調(diào)煤電機組中，30 萬千瓦級成交占比最大，為 50.1%；60 萬千瓦級次之，為 37.7%；20 萬千瓦級及以下總成交占比為 12.2%。
2、模擬測算結果
現(xiàn)貨市場中不同邊際機量電價的制定具有不同影響，根據(jù)山東電源裝機及電力系統(tǒng)運行實際情況，如組對單位容量按照抽蓄電站參與市場，則抽蓄電站為市場邊際機組；如果抽蓄電站不參與市場，則燃機為市場邊際機組。
基于上述兩種情景模擬測算山東省各類電源有效容量、單位容量補償標準，以及總補償金額和對電價產(chǎn)生的影響。
情景一：抽蓄電站作為市場邊際機組
1）發(fā)電機組可調(diào)容量
山東省全口徑直調(diào)裝機為 8942.04 萬千瓦，剔除 666.5 萬千瓦企業(yè)自備火電機組，總裝機為 8275.54 萬千瓦，考慮一次能源影響因素后，測算初始容量為 6572.88 萬千瓦，考慮機組廠用電率、計劃檢修、非計劃停運等因素的影響，分別測算各類型電源可調(diào)容量，匯總后得到系統(tǒng)可調(diào)容量為 5577.54 萬千瓦。
2）發(fā)電機組可補償容量
2019 年，山東省最大負荷出現(xiàn)在 7 月 25 日 15:00，負荷值為 6945 萬千瓦（選取省內(nèi)此時刻對應負荷為 8302 萬千瓦，外來電為 13568 萬千瓦）。考慮系統(tǒng)備用 400 萬千瓦需求，扣除直調(diào)自備火電廠 667 萬千瓦和地調(diào)自備小火電 700 萬千瓦， 系統(tǒng)容量需求最大為 5978 萬千瓦，計算容量調(diào)整系數(shù)為 1.07。（容量系數(shù)大于 1，則系統(tǒng)發(fā)電容量緊張，容量系數(shù)小于 1，則系統(tǒng)發(fā)電容量相對寬松）。
結果顯示，山東發(fā)電容量相對緊張，系統(tǒng)可調(diào)容量小于容量需求，各類電源補償率（可補償容量比裝機容量）分 別為煤機 89.4%、核電 98.8%、風電 19.5%、光伏 15%、抽蓄 96%。核電和抽蓄機組檢修和非停時間較少，可以為系統(tǒng)提供相對穩(wěn)定的容量保障，獲得的補償率較高；煤電次之；風電、光伏等可再生資源發(fā)電由于其不確定性，可獲得補償?shù)谋壤^低。?
3）各類電源容量補償費用
按照抽蓄機組參與市場，作為市場邊際機組，以抽蓄電站投資水平為基礎估算容量電價補償標準，暫定 550 元/千瓦（參考華東電網(wǎng)財〔2005〕442 號、 閩價商〔2013〕469 號、贛發(fā)改商價〔2016〕557 號對三個抽蓄電站容量電價批復價格）。系統(tǒng)總補償金額 328.82 億元，其中煤機補償 289.87 億元，占比 88%；核電補償 13.59 億 元，風電補償 14.40 億元，光伏補償 5.68 億元，抽蓄電站補償 5.28 億元。
根據(jù)裝機容量折算單位容量平均補償分別為：煤機 491.68 元/千瓦，核電 543.63 元/千瓦， 風電 107.39 元/千瓦，光伏 82.43 元/千瓦，抽蓄電站 528.17 元/千瓦，全口徑平均 397.34 元/千瓦。從單位容量平均補償情況也可看出，核電和抽蓄容量可靠性高，因此補償水平較高。
情景二：抽蓄電站不參與市場?
1）發(fā)電機組可調(diào)容量及可補償容量情況
去掉抽蓄機組后，全口徑裝機為 8176 萬千瓦，考慮一次能源影響，測算初始容量為 6473 萬千瓦，考慮機組廠用電率、計劃檢修、非計劃停運等因素的影響，測算可調(diào)容量為 5488 萬千瓦。容量需求不變，計算容量調(diào)整系數(shù)為 1.09。各類型電源的可補償容量如下。減少抽蓄裝機后，山東發(fā)電容量在部分時段偏緊， 容量需求調(diào)整系數(shù)增大，各類電源補償率分別為煤機 90.9%、核電 100.5%、風電 19.8%、 光伏 15.2%。
2）各類電源容量補償費用
在不考慮抽蓄電站參與市場的條件下，依據(jù)經(jīng)濟調(diào)度的原則，135MW 超高壓火電機組將承擔滿足尖峰負荷需求的重任，參考《火電工程限額設計參考造價指標》，計劃投資回收期為 15 年，貼現(xiàn)率選為 8%；單位容量投資成本為 3745 元/千 瓦，計算得到系統(tǒng)年度容量電價補償標準約為 437.6 元/千瓦。系統(tǒng)總補償金額為 261.62 億元，其中煤機 234.39 億元，核電 10.99 億元，風電 11.65 億元，光伏 4.59 億元。
根據(jù)裝機容量折算單位容量平均補償，分別為煤機 397.58 元/千瓦，核電 439.59 元/千瓦， 風電 86.84 元/千瓦，光伏 66.65 元/千瓦，全口徑平均 320 元/千瓦。煤電機組為系統(tǒng)邊際機組的條件下，容量補償金額大幅減少。
3 、測算結果分析：煤電受益最大
兩種情景測算結果總體符合市場環(huán)境。
山東電源結構中煤電是絕對主力電源，煤電總可補償容量絕對值最大，獲得補償金額比例最高，約為 88%-90%；核電因裝機規(guī)模較小，補償金額占比較低，但其單位容量平均補償最高；風電、光伏因其出力不確定性大，對系統(tǒng)可靠容量貢獻率相對低，其可補償容量較小，補償金額占比、單位容量平均補償水平在各類電源中均為最低水平。?
2019 年，山東售電量剔除外來電后約為 3057.06 億千瓦時，按照抽蓄電站為邊際機組，總補償費用 328.82 億元，折合度電分攤 0.108 元/千瓦時；按照 135MW 煤電機組為邊際機組，總補償費用 261.62 億元，折合度電分攤 0.086 元/千瓦時。
建立容量成本補償機制，市場主體報價主要考慮變動成本，高成本機組得到容量補償后，有了可預期的現(xiàn)金流，將釋放出一定的發(fā)電空間。同時，山東煤電機組上網(wǎng)電量 2360 億千瓦時，獲得容量收入 為 289.87 億元，由此計算得出煤機單位容量補償為 0.123 元/千瓦時，這一數(shù)字較用戶側 0.108 元/千瓦時的度電分攤大，因此引入容量補償機制后煤電機組度電收益將較目前山東 省燃煤標桿電價 0.3949 元/千瓦時有所上升。
中國的電力體制改革正在有序推進，建立電力現(xiàn)貨市場將是下一階段競爭性電力批發(fā)市場建設的主旋律。經(jīng)典現(xiàn)貨市場理論以機組發(fā)電生產(chǎn)的短期邊際成本決定市場出清價格，單純依賴該現(xiàn)貨市場價格會給市場的穩(wěn)定運行帶來隱患：
A、對存量機組而言，決定現(xiàn)貨市場出清價格的邊際機組的固定成本支出無法得到合理補償。
B、非邊際機組的固定成本支出雖然能夠通過自身邊際成本和系統(tǒng)邊際成本之間的差額得到部分補償，但是存在較大的不確定性。
尤其是在以風光為代表的可再生能源發(fā)電占比不斷提高的電力系統(tǒng)中，短期發(fā)電邊際成本持續(xù)降低，固定成本回收的不確定性將進一步增大。固定成本回收缺乏穩(wěn)定預期，會使得發(fā)電投資風險增加，難以有效引導充足的發(fā)電容量投資，從長期來看無法保證發(fā)電容量充裕性，這將危及電力系統(tǒng)安全及電力市場穩(wěn)定。
因此，電力現(xiàn)貨市場設計和建設過程中，必須充分考慮并設計發(fā)電固定成本回收的有效方式和途徑。?
世界多數(shù)國家和地區(qū)電力市場建設實踐均表明，在建立競爭性電力批發(fā)市場的過程中， 需要設計相應的發(fā)電容量成本回收機制，從而能夠給予發(fā)電容量投資回收一個相對穩(wěn)定的預期，以引導發(fā)電容量有序投資，保障發(fā)電容量的長期充裕。
各市場的做法不盡相同，大體可歸納為建立稀缺定價機制、建立容量市場和建立容量補償機制三類。
稀缺定價機制要允許系統(tǒng)短時出現(xiàn)極高的價格尖峰，這對于政策的制定者、執(zhí)行者，以及市場參與者都是嚴峻的考驗，主要適用于社會對高電價風險承受力強的地區(qū)，如美國德州等市場；稀缺電價僅反映短時的供需，會給系統(tǒng)長期容量充裕以及發(fā)電投資帶來較大的風險。
容量市場以市場競爭的方式形成容量價格實現(xiàn)發(fā)電容量成本回收，是競爭性電力市場的有機組成，主要適用于電能量市場發(fā)展已經(jīng)相對完善的國家或地區(qū)，如美國部 分電力市場、英國等。但是，容量市場的設計在理論與實踐上均需進一步完善，并且需要在系統(tǒng)預測、市場管控等方面具備較扎實的基礎。
在當前我國電能量市場建設仍處在起步摸索的階段，進一步建立容量市場存在較大的障礙。容量補償機制是在政府相關主管部門的指導下，通過對單位容量補償標準和各發(fā)電機組可補償容量的核算，實現(xiàn)對發(fā)電容量成本的合理補償，主要適用于電力市場發(fā)展初期，經(jīng)濟社會和金融市場仍欠發(fā)達的地區(qū)，如智利、秘魯?shù)?。該機制具備較好的理論基礎，國外有成功的實踐經(jīng)驗，能夠有序引導發(fā)電容量投資，優(yōu)化資源配置。
因此，將容量補償機制作為我國現(xiàn)階段發(fā)電容量成本回收機制可能是相對較好的選擇，以實現(xiàn)向競爭性電力批發(fā)市場的平穩(wěn)過渡。?
容量補償標準（容量電價）基于邊際成本法計算，能起到引導未來投資和資源優(yōu)化配置 的作用?？裳a償容量需分電源類型核算，充分考慮各類電源的技術經(jīng)濟特性以及市場的供需狀況。具體的測算分析表明，容量補償機制能夠反映市場對容量的需求，體現(xiàn)不同發(fā)電機組對系統(tǒng)的容量貢獻差異，在電力市場建設初期，為各類發(fā)電機組容量成本的回收提供穩(wěn)定預期，進而引導發(fā)電資源的優(yōu)化配置。
同時，在容量補償機制下，電力用戶對于發(fā)電容量電費支出也易于理解和估算。分析也表明，容量補償機制有可能對各類發(fā)電機組目前的利益格局做出較大程度的調(diào)整。因此，容量補償機制的實際推行還需針對各省電力系統(tǒng)的實際狀況進行修正完善，做好與現(xiàn)狀的平穩(wěn)過渡銜接。
碳中和背景下的電力行業(yè)系列的第九部分的內(nèi)容就分享到這里，明天和大家分享第十部分的內(nèi)容：電力企業(yè)盈利測算。
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