欧洲战略备用机制对我国发电容量充裕性问题的启示

王鹏, 杜瑜铃，王雁凌，刘文宇，徐可琪，于松泰

(1.华北电力大学电气与电子工程学院, 北京市 102206；2.北京电力交易中心有限公司，北京市 100031)

0 引 言

作为低碳电力建设的先行者，欧盟计划逐步减少化石能源消费，向以可再生能源、核能和应用碳捕获与封存(carbon capture and storage, CCS)技术的燃气发电为主的低碳能源结构转型，2050年欧盟计划将温室气体排放量在1990年水平上降低80%～95%[1-3]。

但可再生能源发电的强间歇性和弱调度灵活性给电力系统的安全稳定运行带来诸多挑战。可再生能源发电份额的增加将导致火电利用小时数下降，并加剧火电机组的亏损，叠加碳政策、燃料价格和供需关系等的不确定性，现有火电厂会提前退役，新增火电厂容量投资也将不足，大幅降低电力系统的充裕性[4-7]。

因此电力系统需要对传统电源及储能进行合理规划以确保系统发电容量的充裕度，同时起到调节与支撑作用[1]。为了解决这一问题多个国家建立了发电容量充裕性机制，具体包括稀缺定价机制、容量市场机制、容量补偿机制和战略备用机制。

稀缺定价机制是发电商通过系统电能和备用短缺时产生的尖峰电价回收成本并创造收益的一种机制，可以反映市场运行中电能量和备用的稀缺信号以刺激发电投资[8-9]。稀缺定价机制又主要分为基于市场主体的稀缺价格(澳大利亚)与基于备用需求曲线的稀缺定价机制(纽约、加州、得州)两类。

容量市场机制则通过集中拍卖、双边协商等方式提供发电容量产品以保障未来可用发电容量[10-12]，主要应用于英国电力市场与PJM电力市场[13-15]。

容量补偿机制也称为容量费用补偿机制或容量收费机制，由政府相关部门核定补偿标准及范围，对发电企业的装机或可用容量直接支付补偿费用，帮助其回收固定成本[16-17]。目前采用此机制的有智利、巴西、西班牙等国家。

战略备用机制指在市场化机组之外保留部分老旧待退役机组以及需求侧资源，由系统运营商调度控制并保障其部分收入，确保供需紧张或极端天气等情况下的电力供应，而在系统常规运行时，战略备用机组将不被调用。在具体应用上，主要以欧洲国家为主，包括瑞典、芬兰、德国、比利时等[18-21]。欧洲议会和欧盟理事会推荐欧盟成员国采用战略备用机制应对充裕性问题。战略备用机制易于组织实施，可充分挖掘老旧及待退役火电机组的潜力，对电力市场的成熟度没有过高要求，不易出现路径依赖问题。

在碳达峰、碳中和目标下，我国将大力推动新能源发展，火电将由主体电源转变为电力支撑型和调峰型电源。随着电力体制改革的纵深推进，在电力市场环境下进行电力规划以及通过市场机制保障发电容量的充裕性将成为关键问题，而目前相应研究及实践较少。本文首先介绍欧洲能源转型过程中电力市场出现的问题并探讨发电容量充裕性机制的发展历程，随后详细分析欧洲战略备用机制的设计内容及其在比利时等国的实施细节，为我国容量机制建设总结经验。最后，进行我国煤电战略备用机制的初步探索与设计。

1 欧洲发电容量充裕性机制发展历程

1.1 设立原因

欧洲电力行业的市场自由化和脱碳计划深刻地影响了发电、交易和消费的方式[22]，许多欧盟成员国意识到在单一电能量市场模式下，发电商仅通过售电或提供辅助服务获得收入，无法有效引导发电投资和维持长期发电容量充裕性[4]。

主要原因如下：首先，电力需求侧在短期内缺乏弹性与灵活性，难以有效响应并参与市场，确保电网稳定及发电充裕的责任主要由供应侧承担。然而，监管者为防止市场力滥用及电价飙升通常会设置电力市场价格上限，这使得承担峰值负荷的发电厂难以回收全部成本，即“missing money”问题[18]。

如图1所示，发电机组基于边际成本的报价按升序形成供给曲线，与需求曲线的交点即为市场均衡价格。图1(a)均衡价格P*低于价格上限Pcap，可得到有效出清结果；图1(b)均衡价格P*超过价格上限Pcap，则以Pcap作为最终出清电价，生产者剩余减少，消费者剩余增多(包含机组固定成本和后续投资的资金)。

图1 “missing money”问题示意图

同时，在多项政策及补贴推动下，欧洲可再生能源装机规模和发电量显著增长，其较低的边际成本导致电价下降并压缩传统电源的发电空间，加速了以燃气轮机为代表的高边际成本机组的破产及退役[23]。而风电、光伏具有高度间歇性和不确定性，无法如火电机组一样，对系统提供足够的可靠性、灵活性。

1.2 发展脉络

1.2.1 欧盟委员会开展容量机制专项调查

2015年4月29日，欧盟委员会启动国家援助专项调查，深入了解各成员国容量机制的设计及实施情况，收集发电商、电网运营商和需求响应提供商等利益相关者的意见[24]。此次调查的主要目的是研究容量机制对欧洲统一电力市场建设的影响，防止成员国偏好某些发电商或技术类型造成市场竞争扭曲，形成跨境交易壁垒。

2016年，欧盟委员会发布了关于容量机制的行业调查最终报告，对成员国已存在的容量机制进行了分类梳理[25]。该报告分析了未来存在的电力供应安全问题及原因，要求各成员国在引入容量机制前必须经过充裕性评估等流程，并对容量机制的选择、设计和实施提供了相应指导。

1.2.2 欧盟2019/943法案对容量机制的规定

2019年，欧洲议会和欧盟理事会发布关于欧洲内部电力市场的2019/943法案，对欧洲内部统一市场建设的关键问题进行规定[26]。该法案表明：为了支撑高比例可再生能源电力系统的发展，应取消能量市场的价格上下限制，逐步取消容量机制，建立以稀缺电价为基础的纯能量市场机制。

该法案指出成员国应按照公开透明的流程计算资源充裕度指标，包括欧洲资源充裕性评估和国家资源充裕性评估，评估结果达不到系统可靠性标准时，才允许成员国引入容量机制。

该法案要求成员国监测其领土内的电力充裕性问题并制订实施计划，截至2021年8月，已有12个国家公布相应方案，如表1所示。这些成员国普遍认为市场失灵和充裕性问题将持续存在，还应继续实施容量机制。

表1 欧盟部分成员国容量机制实施计划

欧洲内部电力市场的2019/943法案的第21条阐述了容量机制的一般原则，主要目的是限制容量机制的使用，但同时指出战略备用是优先推荐的容量机制，如果战略备用机制无法解决充裕性问题，才可以采用其他类型的容量机制。下面将介绍战略备用机制的具体内容以及欧洲各国实施情况。

2 欧洲战略备用机制具体内容与实施

2.1 设计原理

战略备用机制是指将部分发电机组或需求侧资源置于电能量市场之外，由电网运营商招标、承包和控制，仅在电力供需紧张时进行调度，以保障电力系统的安全运行。战略备用资源通常是老旧或即将退役的机组，为避免市场扭曲，它们不能参与电能量市场，其收入一部分来源于机组和电网运营商签订的年度战略备用合同，用以覆盖固定成本，另一部分为被调用时的运行成本。这些运行成本通过输电费用或平衡费用等回收，传导给电力用户。战略备用机制影响的容量相对较少，对市场整体价格的扭曲也较小，其实施和退出的成本都比较低，在改革初期是一种有效的过渡措施。

国外学者通过理论研究与建模仿真等分析验证了战略备用机制的作用。文献[39]使用基于主体建模的电力市场模型分析并验证了战略备用机制在可再生能源份额不断增长下的有效性。为了评估德国提出的战略备用机制对电价和投资的影响，文献[40]开发并应用了基于主体建模的德国电力市场仿真模型，仿真结果表明战略备用机制显著提高了电力系统的供应安全性，主要在2030年后可再生能源在负荷高峰时期出力受限的极端情况发挥作用。文献[41]开发了系统动力学模型来研究容量机制对发电投资的动态影响，模拟结果显示战略备用和容量市场都能减少单一电能量市场中常见的投资周期现象。

2.2 各国实施情况

2.2.1 芬兰

芬兰以能源密集型产业为主，人均能耗高，且气候寒冷需要四季供暖。冬季，室外温度通常降至-40 ℃，如果供电中断将对人体健康造成直接威胁，并对建筑和管道造成结构性损坏。芬兰于2007年引入峰值负荷战略备用，截至2020年，峰值负荷战略备用容量由4个发电厂(共707 MW)和两个需求侧响应设施(共22 MW)组成。芬兰冬季期间的峰值负荷备用电厂一直处于12 h发电准备就绪状态，在接到调令后能在10 min内增加10 MW功率输出，可以满负荷连续发电200 h；需求侧响应设施能在接到调令10 min内减少10 MW的负荷[29]。

2.2.2 德国

为在2050年达成将可再生能源在终端能源消费中的份额提高到80%的能源转型目标，德国同样引入了战略备用机制。由于水力发电、生物质发电等调度灵活的可再生能源在德国发展潜力有限，要实现上述目标，则很大程度上依赖风力、光伏等波动较大的可再生能源。

但是由于高压远距离输电线路的容量限制，德国北部富余的风电难以输送至南部负荷中心，北部地区面临消纳问题。为了解决这一问题，德国于2013年实施网络备用(狭义上的战略备用)，网络备用容量主要由位于德国南部的发电厂组成，通常已停用或面临关停，当南北区域输电线路容量不足时将被系统运营商强制激活调用，保障电力安全。随着风能、太阳能等可再生能源发电量的增加，德国于2018年在全国范围内进一步引入2 GW的战略备用资源，防止电力市场改革期间出现电力供应缺口，保障灵活性电源与应急备用资源的充裕性[42-43]。

2.2.3 比利时

2014年冬季，比利时开始实施战略备用机制，主要原因有3点：1)大量现役机组将被关停，具体来说2014年有928 MW燃气发电机组因机组老化或无盈利能力被关停，2015—2016年1.8 GW核电资源将被关闭。比利时电力系统未来面临近13 GW的峰值负荷需求，电力容量充裕性受到挑战。2)核电机组意外停机事件引起了系统运营商对老旧机组可靠性的担忧。3)可再生能源发电份额逐年增加，电力系统灵活性的要求随之提高，冬季问题尤为突出，而可再生发电的低电价导致传统发电机组难以回收成本[44-45]。

比利时政府对战略备用机制制定了较为明确的发展目标、权责分工及实施流程等，下面以比利时为例分析战略备用机制。

2.3 设计细节——以比利时为例

2.3.1 市场成员及关系

战略备用机制涉及的市场主体包括能源部门、监管机构、电网运营商、容量提供商(包含发电机组及需求响应)和电力用户，如图2所示。战略备用的目标总量由能源局、电网运营商及监管机构共同协商确定，随后电网运营商与容量提供商签订合约，同时负责合同容量的认证。签约后，战略备用的触发由电网运营商决定，容量提供者按合约进行响应。最后，签订合约以及战略备用触发的成本由电网运营商分配给终端用户[45]。

图2 市场成员及其在战略备用设计中的作用

2.3.2 年度采购流程

比利时战略备用总量的确定流程及时间安排如图3所示。图中FPS(Federal Public Service)代表联邦公共服务部，CREG(Commission for Electricity and Gas Regulation)指电力和燃气管理委员会[46]。

图3 战略备用容量的确定流程

战略备用容量经过多部门评估修正，最终由能源主管部门确定；随后开展市场招标，系统运营商组织战略备用资源投标报价；CREG及能源大臣对投标报价情况进行分析，为合同签订提供价格指导。

2.3.3 资源选择

战略备用容量分为两类，分别是发电侧战略备用(strategic generation reserve，SGR)和需求侧战略备用(strategic demand reserve，SDR)，二者都应位于比利时境内，不允许跨境容量参与。比利时近年来战略备用容量总量及分类情况如图4所示。

图4 比利时战略备用容量总量

对于发电侧战略备用资源的选择，系统运营商主要考察其经济参数和技术参数，据此计算调度资源的平均成本。经济参数包括备用成本和启机成本等，技术参数包括燃料类型、耗量特性等[47]。

2.3.4 触发机制及调度过程

比利时战略备用机制只在11月1日至来年3月31日的冬季期间启动，触发机制包括经济触发和技术触发[48]。

经济触发机制与日前市场的出清结果有关。如果日前出清价格达到3 000 欧元/(MW·h)的上限，系统运营商将调度战略备用。调用价格设置为3 000 欧元/(MW·h)，最小程度避免市场扭曲，防止对其他国家产生溢出效应。

技术触发机制基于系统运营商对电力供需的预测分析。如果系统运营商的日前需求预测结果高于发电量预测与可用增量投标之和，则检测出存在结构性短缺，并将调度战略备用机组。

战略备用资源的调度过程如图5所示。一旦监测到经济或技术触发，系统运营商需要结合容量缺额、网络拓扑等因素选择合适的战略备用机组。考虑机组预热启动等过程，系统运营商应在触发信号对应时间(记为实时Z)的前X小时发出调度命令以通知战略备用机组。随后，系统运营商核查实际需求并确认最终增发、减载量，通知相应机组进行必要准备工作以保证交付。

图5 战略备用触发及调度过程

3 欧洲战略备用机制对我国的启示

3.1 双碳目标下煤电容量机制的必要性

“双碳”目标已成为国家战略，中国将加快构建以新能源为主体的新型电力系统，推动电力系统的清洁、低碳、安全、高效发展[49]。与欧洲情况类似，新能源接入规模的快速增加将削弱系统充裕性，影响电力安全供应，而目前储能安全等关键技术尚处在研发阶段，具有很多不确定性，因此在未来很长一段时间之内我国仍然需要煤电机组确保电力系统安全稳定运行。

在我国现有机制下，煤电机组无法发挥充裕性价值并获得相应回报。大部分地区因为没有辅助服务政策的支持，煤电企业的调峰意愿也不强。在燃料价格上涨、新能源发展及市场化改革等多因素的共同作用下，近年来我国五大发电集团下属多家火电厂接连亏损破产，发电企业所处的经营环境十分严峻[50]。在以淘汰落后产能为导向的政策加持下，部分地区甚至可能出现一刀切式的煤电被迫退役的情况。我国现役煤电机组平均服役时间为12年，远低于欧美国家煤电退役机组服役时间，且现运行超过30年的机组不足1.1%，未来或将面临严重的搁浅成本问题，将造成巨大的国有资产流失，伴生的社会经济影响也将损害社会公共福利[51]。

煤电机组是新型电力系统中不可或缺的一部分，将由主力电源转变为以提供系统灵活性和关键时刻提供电力支撑为主要作用的电源。为了推动其平稳转型，亟需容量充裕性机制保障合理收益。

3.2 我国煤电容量机制建设现状

国家发改委在2019年10月出台的《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》中指出“对于燃煤机组利用小时严重偏低的省份，可建立容量补偿机制，容量电价和电量电价通过市场化方式形成”。多地在深化燃煤发电上网电价形成机制相关文件中明确表示，将根据实际情况逐步探索建立容量补偿机制。

为促进市场化机组固定成本的有效回收，保障电力系统长期容量的充裕性，山东省发展和改革委员会发布《关于电力现货市场容量补偿电价有关事项的通知(鲁发改价格[2020]622号)》，自2020年6月1日起试行容量补偿电价，以补偿参与电力现货市场的发电机组，用户侧的收取标准暂定为0.099 1元/(kW·h)[52]。2021年5月，南方(以广东起步)电力现货市场第5次结算试运行期间实施容量补偿机制[53]，但只是进行模拟结算，容量补偿费用暂定为0.03元/(kW·h)。山东和广东容量补偿机制处于试运行阶段，补偿价格标准由监管部门确定且差异较大，补偿效果尚未进行事后评估。

当前，以广东、山东为代表的第1批电力现货市场试点已陆续完成了结算试运行，电力市场化建设取得阶段性成就，各现货试点密切关注发电容量充裕性问题，为进一步深化煤电机组容量机制奠定基础。“双碳”目标下，煤电机组容量机制的内涵和意义更为复杂，需充分挖掘存量煤电对于支撑可再生能源消纳的价值，引导现役煤电机组的有序退役，保障电力系统安全稳定运行。

3.3 战略备用机制适用性分析

由于不同国家的国情与需求有较大差异，各国实施的容量机制各不相同并在不断改进完善。容量市场为激励新机组投资和需求侧响应的发展，主拍卖市场通常早于交付年3～5年，考虑到我国已明确将严控煤电项目及装机规模，容量市场的实施可能存在不确定性及限制因素；稀缺定价机制通过长期且频繁出现的尖峰电价吸引发电容量的投资，对市场力监测、风险管理等机制要求高，适用于成熟的电力市场；容量补偿机制通过核定的支付帮助市场化机组回收固定成本，但准确核定每台机组的容量费率较困难，同时运用了行政力量干预自由市场。

战略备用机制可以利用现有机组保障电力系统充裕性，充分挖掘老旧及待退役机组的潜力，比较适合中国的国情，战略备用机制具有以下3点优势：

1)战略备用机制易于实施，涉及的煤电机组范围小且可控，不易出现路径依赖问题。例如，随着储能、需求侧响应等技术的成熟，容量充裕性机制可能不是永久性的，或者需要结合未来电力市场发展进行机制的改变，规模较小的战略备用机制易于被取消。

2)战略备用机制对于成熟电力市场的依赖程度较低，能适应不断变化的市场条件，在开展及尚未开展电力现货市场建设的地区都能实施。

3)由于我国灵活性资源的技术限制、辅助服务市场等机制的不成熟以及潜在的社会经济影响，煤电机组大规模退役将带来严重后果，亟需补偿机制引导其为电力系统提供充裕性并有序退出，这正与战略备用机制的作用对象及意义相契合。

2021年11月，国家发改委、国家能源局发布的《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》指出，要加快对供电煤耗在300 g标准煤/(kW·h)以上的煤电机组的节能改造，逐步淘汰关停无法改造的机组，并视情况将具备条件的转为应急备用电源。应急备用电源在常态下停机备用，应急状态下启动，顶峰运行后停机，与战略备用机制的运行原理相似[54]。

4 我国煤电战略备用机制设计初探

4.1 战略备用容量的确定

在电力系统有功功率备用容量方面，GB/T 38969—2020《电力系统技术导则》进行了相关规定，其中负荷备用容量为最大发电负荷的2%～5%，事故备用容量为最大发电负荷的10%左右。随着大规模新能源接入、电网运行控制技术发展以及电力市场化改革的不断推进，根据最大发电负荷及比例设置备用容量的方法则显得较为粗放，难以实现可靠性和经济性统筹优化。

由于仅通过市场机制难以有效引导备用容量需求水平，国外对备用容量配置多采用模拟仿真和可靠性评估的分析方法[18]。电力监管部门或调度机构可通过蒙特卡洛模拟，计算失负荷概率、失负荷期望、电量不足期望值等电力系统可靠性指标并进行评估，随后基于评估结果以行政规划形式确定备用容量需求。部分欧洲国家采用失负荷期望这一可靠性标准，如法国、意大利、波兰规定电力不足小时数为每年3 h，德国规定为每年5 h，爱尔兰和立陶宛规定为每年8 h[20]。

根据2015年国际相关数据，战略备用容量占国家峰值负荷的比例(以下简称“战略备用占比”)与风电、光伏及生物质在电力生产中的占比(以下简称“可再生发电占比”)大致呈正相关[43]，如表2所示。

表2 战略备用容量与峰值负荷及可再生发电占比的关系

比利时可再生发电占比最高约20%，战略备用的比例设置在最高水平；波兰可再生发电占比最低仅13%，战略备用的比例最低。

我国“十四五”及中长期电力供需有以下特点：1)电力需求持续以较快速度增长，用电负荷呈现夏冬“双高峰”特征；2)新能源装机快速增长，但负荷高峰时期新能源难以对电力电量平衡做出贡献；3)夏冬“双高峰”均存在电力保供问题，西南等水电规模占比高的地区在冬季枯水期存在电量缺口[55]。

监管机构及电网运营商需要结合上述特点，提前预测夏冬“双高峰”以及极端天气下的最高负荷，进一步明确电力系统可靠性标准(如失负荷概率、失负荷期望等)并对容量需求进行测算，综合研判战略备用容量，同时探索区域容量备用共享[56]。而煤电规划建设风险预警中电力充裕度指标为绿色且电力电量平衡偏紧地区，以及间歇性电源装机占比大的地区等，更应提前部署战略备用电源。

4.2 战略备用机组的评估选择

确定战略备用容量总量后，相关机构组织机组进行申报。结合战略备用机制的相关原则，本文主要考虑从技术要求、环保要求、经济效益和社会效益4方面，对机组进行评估选择。建立的战略备用机组评估选择框架如图6所示。

图6 战略备用机组评估选择框架示意图

1)技术要求考察发电机组的可靠性及灵活性，目的是确保战略备用机组能及时响应并准确执行调度指令。可靠性可选择机组非计划停运及降出力等指标，灵活性可选择调峰深度、负荷响应速率等指标。

2)环保要求是指发电机组必须满足国家严格的环保标准。可通过供电煤耗指标反映资源消耗情况，碳排放强度和废弃物综合利用率反映环境影响及可持续发展情况。

3)经济效益衡量发电机组成本及经济性，分固定成本和变动成本两方面。固定成本部分主要考虑机组的折旧情况，变动成本部分通过运行成本和维护费用反映。

4)社会效益可衡量发电机组纳入战略备用机制后对社会的积极作用，例如提供就业岗位数量、供暖能力、节约装机及输电网建设等。

技术要求和环保要求是硬性约束，通常由监管机构进行指标选择及标准值设置，申报机组必须满足相应条件。经济效益和社会效益作为辅助参考，以决定候选机组的优先次序，随后相关机构结合战略备用容量总量确定中标机组及容量。

4.3 战略备用机制与电能量市场和辅助服务市场的衔接

自2015年新一轮电力市场化改革以来，电力现货市场建设试点不断推进，“中长期+现货+辅助服务”的市场交易体系逐步建立，容量机制、金融输电权、碳市场机制等也在研究探索中。为更好发挥煤电行业保障电力系统充裕性的作用，建议在市场设计过程中明确其容量属性，区分发电量和发电容量，实现与电能量市场和辅助服务市场的有效衔接，最终形成以发电容量为标的的市场机制。

战略备用调度过程主要包含4个步骤，即触发、选择并通知战略备用机组、核查最终需求及调度执行，在开展和不开展现货市场两种交易体系下的时序关系如图7所示，二者主要区别在于开展现货市场时，可根据日前市场出清价格形成战略备用经济型触发。触发机制在第2节已详细描述，紧急型和经济型分别参照技术、经济触发。

图7 战略备用调度过程

战略备用机组不参与电能量市场，仅在特定情境下根据电网运营商的要求出力。为减少对市场的扭曲，战略备用调用价格应设置在较高水平，一般为边际机组报价或市场价格上限。战略备用机制可为特定机组提供较稳定的容量收入，但该机制不应成为确保发电资源利润的工具。一方面，容量机制需引导传统燃煤电厂有序退出，从严淘汰落后产能，激励煤电机组灵活性改造；另一方面，为确保电价机制平稳过渡，应以不推动市场化用户整体电价水平大幅上涨为前提，初期暂时实行容量成本费用欠补偿。

容量机制和辅助服务市场的关系需要进一步厘清。容量机制关注的是较长时间尺度的系统充裕性问题，交易标的通常为月度、年度容量。战略备用机制执行期限一般在夏冬“双高峰”期间，通常为7月至9月、12月至来年2月，一方面是降低对电能量市场的影响，另一方面是限制燃煤机组的碳排放。而辅助服务市场更多关注短期的电力系统安全稳定问题，如调峰、调频、调压、备用等，多与电能量市场统一出清。长备用辅助服务一定程度上也能为系统提供充裕性，但当前我国电力市场中普遍缺失这一辅助服务种类。

5 结 语

欧盟在能源政策制定、电网规划建设、电力市场改革等方面都有丰富的经验，同时致力于推进能源电力低碳化发展，并通过立法设定了2050年实现“碳中和”的减排目标。为应对高比例可再生能源的挑战，欧洲各国积极探索容量机制以保障电力系统充裕度。本文主要梳理了欧洲容量充裕性机制建设的背景及其发展历程，详细介绍了欧洲议会和欧盟理事会发布的2019/943法案中认可的战略备用机制，分析了芬兰、比利时和德国的机制设计与实施情况，希望对我国容量机制建设提供经验参考。但是，欧洲电力需求趋于平稳、电力工业发展成熟，能源消费结构与我国也有一定差异。因此，我国在研究容量机制时既要借鉴经验，又要充分考虑实际国情、省情。

在“双碳”目标及构建以新能源为主体的新型电力系统的大背景下，煤电由主力发电电源转型为调节性电源已成必然。在较短的缓冲时间内，如何保障转型过程中能源供应的安全稳定，实现存量化石能源资产的有序退出，解决相应搁浅成本问题，是国家能源战略的重点。本文提出的煤电战略备用机制能够充分挖掘老旧退役机组的潜力、保障电力系统充裕性，能适应变化的市场环境且不易出现制度路径依赖问题，从中国国情出发具有较强的适用性。

本文分析了我国煤电战略备用机制的关键问题。一是战略备用容量的确定需要结合我国“十四五”及中长期电力供需特点，制定可靠性标准并进行仿真以规划备用裕度。二是战略备用机组的评估选择需要综合考虑技术要求、环保要求、经济效益和社会效益。三是实现战略备用机制与电能量市场、辅助服务市场的有效衔接，最终形成以发电容量为标的的市场机制。而关于战略备用机制设计中具体可靠性标准制定、价格形成与分摊机制、新能源发电容量可信度影响、市场主体及相关机构的权责分工以及省内与省间市场协调机制等问题将是后续研究重难点。