适应中国背景的跨省区容量市场联合出清机制

2022-11-01孙启星方鲁睿尤培培李司陶

电力系统及其自动化学报 2022年10期

孙启星，邢栋，张超，方鲁睿，尤培培，李司陶

（1.国网能源研究院有限公司财会与审计研究所，北京 102209；2.国网经济技术研究院有限公司输电网规划中心，北京 102211；3.西交利物浦大学智能工程学院，苏州 215123）

容量市场是保证电力系统总体发电容量充裕度的一种市场化控制方式，已经应用于美国[1]、英国[2]、俄罗斯等国家。近期，加拿大已陆续有容量市场规则出台，计划于2022 年实行容量市场交易。容量市场建设初衷是为了通过市场竞争在低成本情况下满足整个电力系统发电容量充裕度，解决由于电能量市场电价过低而导致发电企业的“Missing Money（现金损失）”及“Missing Market（市场效力损失）”等问题。

在电力能量市场机制下，发电机组的报价曲线与发电量（利用小时数）、固定成本、变动成本相关[3]。鉴于我国和部分国家及地区的现货市场对最高价格有明确限制，使部分利用小时数较低的机组存在不能回收其固定成本的问题，而这部分机组在保障电力系统平衡方面又有着至关重要的作用，因此，亟待研究如何通过市场机制的改变补偿这部分成本的损失[4-5]。

容量市场的应用可以很好的解决此类问题，它即可以保证电网整体发电容量充裕度[6]，也可以利用容量市场中的价格信号提前引导发电资源投资，保证电力系统长期可持续发展[7]。容量市场可为发电企业提供能量交易之外的额外收益，弥补发电企业在能量市场中无法回收的固定资产投资[8]，减少发电企业在电能量市场中的利润压力，促使发电企业在能量市场投标中，根据更接近自身发电边际成本进行报价。

我国电力调度情况比较特殊，在“双轨制”背景下，优先发电电源占比较高[9]，跨省跨区交易规模约超全社会总用电量的20%。两个特殊的背景导致国外在容量市场上的研究实施经验难以直接应用并解决我国的跨省区大规模调度资源优化配置问题[10]。在容量市场机制中，需充分考虑目前“双轨制”和跨省区交易对容量市场的影响。

目前，国内研究主要侧重于对容量市场必要性的讨论[11]和对本地资源进行调配[12-13]，未深入研究跨省区容量市场的交易机制及模型。因此亟需研究容量市场中关于跨省区交易的市场机制，并综合考虑在高比例可再生渗透率情况下对系统供电安全的要求。

1 其他国家容量市场现状及经验

1.1 国际容量充裕保障机制对比

目前，不同国家依据其发展情况采用不同的容量市场机制，较成熟的容量市场机制包括稀缺定价机制、战略备用机制、容量补偿机制及容量市场机制。各容量保障机制优缺点及主要应用国家见表1。当前容量市场机制主要有以下两个特点。

表1 国际容量充裕保障机制比较Tab.1 Comparison among international capacity margin guarantee mechanisms

（1）容量事前调整是指提前预估系统容量并对未来发电容量提出需求，引导发电企业进行电源投资。事前调整对容量保障有一定超前性。

（2）容量事后调整是指市场出现容量短缺的价格信号后，发电企业自行判断是否进行电源投资。由于电源建设周期较长，系统会产生一段时间的发电容量不足。因此事后调整对容量保障有一定滞后性。

由于我国电源/负荷结构变化较快、且电力用户对电力价格波动承受力较差等特殊原因，建议我国未来可基于已实行的容量补偿机制，逐步推进容量市场机制的建立。

1.2 国外容量市场出清方法

1.2.1 电力系统中总需求容量确定

在技术上，电力系统总容量需求由3 个部分共同决定：①系统需求预测；②发电供给侧；③输电线传输限制[14]。其中，系统需求预测综合考虑小时负荷预测、系统保留需求预测和负载预测不确定性；发电供给侧综合考虑市场参与程度及各发电设备发电容量的确定；输电传输限制需要考虑不同输电区间的能量传输限制[15]。

1.2.2 容量市场容量需求曲线

容量需求曲线示意如图1 所示。其中，长虚线为美国PJM 容量市场价格曲线[16]；实线为New York ISO（NYISO）容量市场价格曲线[17]；短虚线为New England ISO（ISO-NE）容量市场价格曲线[18]；P1、P2、P3分别为NYSIO、ISO-NE 和PJM 的理论最高容量出清价格。

由图1 可知，价格曲线在装机容量不能满足整个电力系统容量需求时，发电设备获得的单位容量费用有价格上限；在系统总装机容量满足电力系统部分可靠性要求时，单位容量费用价格下降。不同曲线表达不同的市场信号，PJM对电力系统装机容量有明确的期待即需求曲线拐点的位置；ISO-NE对于过多的发电装机容量给予的容量费用较少，可以达到降低发电企业过分投资发电容量的热情，优化资源配置；NYISO的容量需求曲线使过多的发电机组不给予容量费用，NYISO在容量稀缺时单位容量电价较高，并希望更多地发电容量参与容量市场保证地区电网安全。

图1 不同ISO 的容量市场需求曲线Fig.1 Capacity market demand curves of different ISOs

1.2.3 容量市场出清方式

容量市场结算以不同发电设备报价按高低顺序排列与容量需求曲线相交获得，按边际价格出清。容量市场出清方式如图2所示，由图2可知，以2组（S1和S2）报价为例，S1与S2分别有4个机组参与市场竞拍。在S1的情况中，4个机组组合的报价情况与容量需求曲线相交于e点，则第4 个机组成为容量边际机组，此点的单位容量价格高于b点对应价格，体现容量市场中发电容量充裕度不够，释放鼓励发电企业增加电力系统发电容量建设信号；在S2的情况中，4个发电机组报价组成的报价曲线与容量需求曲线相交于f点，此点对应单位容量价格低于b点对应价格，则说明市场容量资源相对富裕，释放发电投资要谨慎的市场信号。

图2 容量市场出清方式Fig.2 Clearing method for capacity market

1.2.4 美国PJM 容量市场跨区域交易机制

由于输电能力限制，对容量市场交付区域会进行交付能力分析，依据节点阻塞情况将区域内划分为不同的子区域，子区域在容量市场中被称为节点交付区域LDA（locational deliverability area）。

容量可交付性测试分为2个步骤。

步骤1确定在满足可靠性要求情况下，各LDA根据所需的目标进口输电容量。该需求称作容量紧急输送目标CETO（capacity emergency transfer objective），其值为有效容量，单位为MW。根据标准的发电可靠性评估模型确定CETO。

步骤2利用输电分析模型确定各LDA 实际的进口输电容量极限。该上限值称作容量紧急输送极限CETL（capacity emergency transfer limit），其值为有效容量。

PJM 将满足要求的LDA 定义为受限节点交付区域。PJM 需要在该交付年基本拍卖市场开市之前，将该交付年建模的受限LDA 及其可靠性要求、可变资源需求VRR（variable resource requirement）曲线公布在网站上，并确保以下条件成立：

LDA间的容量交易按照容量市场规则进行，不对电源有特殊要求。我国国家政策和电力市场均要尽量保障可再生能源优先消纳，因此需对实际容量交付情况进行约束，对不同电源在电力系统中的需求进行划分。

2 我国跨省区容量市场设计的背景与原则

2.1 国内电力资源现状

随着碳中和目标的提出，可再生能源新增装机容量将会快速上涨，截止2019 年，我国可再生能源装机容量为7.94×108kW，可再生能源年发电量为2.04×1012kW·h[19]。但可再生能源出力不稳定，需要稳定电源为其提供支撑保障。国外经验一般是使用启停快速的燃气机组在可再生能源出力下降时发电，保证电能质量；我国燃气机组装机约占5%，难以使用燃气机组保证大范围的电力安全稳定运行，因此，未来一段时间燃煤机组和储能将配合燃气机组为可再生能源进行调峰，在电力市场电源结构中需要统筹安排[20]。

据国家电网能源院测算，2030 年前后，电力系统仍需新增火电装机，存量火电装机不宜过早过快退出市场，目前，仍需保证火电稳定运行，保障火电合理收益。另一方面，我国资源与负荷成逆向分布，负荷聚集区资源相对贫乏，资源富集区负荷不足，而国外能源电力行业资源与负荷分布相对均匀，因此，我国的容量市场设计不能照搬照抄国外经验，需充分考虑跨区送电等相关情况

此外，随着碳达峰、碳中和目标的提出，新能源机组在未来将会快速增长，搁浅成本成为在电力市场环境下制约发电机组低碳化发展的重要因素[21]。由于政策导向转变而产生的搁浅成本制约了发电企业的发展，无法回收的搁浅成本将成为发电企业的负担并影响发电企业维持现有经营状况和再发展，从而影响整个电力系统稳定。在电能量市场中，发电企业长期以发电边际成本报价，无法回收投入的固定成本[22]。

2.2 我国容量市场中容量需求曲线设计原则

容量市场不应只简单考虑电力结构与电力可靠性问题，也要考虑如何解决发电容量稳定、优化电源结构、保证不适合新时代电力发展的电源有序退出和搁浅成本逐步回收问题，以及远期模式和现有国内的电力情况衔接等问题。容量市场容量需求设计是为了保证电力系统长期发电容量充裕，目前，我国电力市场正逐渐由计划管制转变为市场化，需建立适当的市场机制保证未来电力系统发电容量充裕度和电力系统中发电结构的合理。

2.3 跨省跨区容量市场整体性设计

跨省跨区容量市场可采用“全国统一报价，省内预出清+协调出清”的方式，即，全国电源统一向容量市场上报报价情况，省内、区域按照系统最低安全发电容量和调峰容量，保证优先发电资源（可再生发电）进行预出清；预出清结束后再结合省间通道和跨省电源资源进行协调出清。

3 我国跨省区容量市场机制设计

3.1 不同地区的发电容量需求

由于我国资源分布不均，在容量市场出清中需首先考虑当地的最低安全发电容量需求，包括系统对调峰的要求等因素。在保证最低安全发电容量需求后，对输电容量及可再生能源发电等所需优先消纳的跨省区发电容量，进行跨省跨区协调形成全国容量市场出清。容量市场出清流程如图3所示。

图3 容量市场出清流程Fig.3 Clearing process of capacity market

3.2 省内灵活性电源容量与安全发电容量

由于各省负荷曲线不同、可再生能源渗透率不同，需对本省灵活性电源进行单独考量。通过规定灵活性电源（燃气机组、可深度调峰机组、储能等）调峰参数确定灵活性电源要求，对符合要求的灵活性电源优先单独出清，并将出清的灵活性电源容量在省内容量需求中扣减。以灵活性电源要求为依据对电力系统运行情况需求设定固定值，使灵活性电源单独出清的容量需求曲线为一条竖直折线；剩余满足灵活性电源条件但未在容量市场灵活性电源考量中出清的发电容量进入省内出清。

考虑本地发电安全问题，各省可依据实际情况设置本省的安全发电容量（黑启动能力的发电容量）。其出清规则同灵活性电源发电容量出清规则相同，为单独出清，出清后的发电容量在总容量需求中扣减。

考虑到灵活性电源容量与安全发电容量分别对应不同的发电需求，灵活性电源容量出清需满足以下条件：①当同一机组不能在灵活性电源考量和安全发电容量考量中同时出清时，优先考虑安全发电容量出清；②当同一机组可以在灵活性电源考量和安全发电容量考量中同时出清时，按价格较高的容量费用结算。

3.3 省内、跨省区优先消纳发电容量

由于碳中和的目标，我国对可再生能源发电量占比有更高的期待。因此可再生能源等优先发电电源不能在本地消纳的容量部分将传导到其他区域/省份进行消纳，产生了“跨省区优先消纳的发电容量”及“省内优先消纳的发电容量”部分。该部分电源将考虑跨省区输电通道并将其容量可靠性百分比后折算成跨区容量市场的容量，这一部分容量不报价，作为价格接受者进入容量市场。

3.4 容量需求曲线确定

由于我国电力市场建设处于初期阶段，对价格和供需关系的了解不明确，因此复杂曲线不适宜在容量市场建设初期建立。容量市场需求曲线的设定体现对系统必要容量之外的富裕容量的考量，我国目前发电容量相对充足，容量市场中应将富裕发电容量纳入容量市场范围，既保证发电企业稳定经营又有利于市场充分竞争。

容量市场需求曲线如图4所示，其中，Pp_max为最大出清价格；C1、C2、C3、C4分别为a、b、c、d出清曲线的理论最大出清容量。在图4中曲线a的竖直折线容量需求曲线不适宜我国现行电力市场；曲线b与曲线c的区别在于曲线c明确了容量市场期望容量和单位容量的期望价格，有利于引导发电企业投资；曲线c则对需求容量充裕程度进行差异性考量。

但是曲线c的容量市场曲线设计相对复杂，曲线b的设计简单，容量需求与容量价格关系明确，适合在容量市场建设初期使用。

在未来容量市场实施之后逐步研究容量和价格之间的关系，明确期望容量价格和容量市场需求曲线最大需求界限。因此，容量需求曲线设计应先是图4 中曲线b的简单折线；在容量市场实施之后根据容量与价格的关系逐步确定图2 的容量需求曲线；最终的容量需求曲线为图4的曲线d的形式。

图4 容量市场需求曲线Fig.4 Demand curves in capacity market

3.5 总体容量确定与发电企业搁浅成本考量

在国际经验中，容量市场总容量需求等于年预计最大负荷乘以发电充裕度系数（美国PJM为15%左右），但随着国内电力市场化逐步推进，大量可再生能源并网及用电增长速度趋缓等问题的出现，部分发电机组利用小时极度下降。而在现行的电力市场机制中，发电利用小时数直接决定发电设备收益，部分利用小时数低的发电设备会带来成本无法回收的问题，这部分无法回收的成本称为搁浅成本。我国可通过合理化建设容量市场的方式解决搁浅成本，即通过修订容量市场需求曲线来达到弥补发电企业部分搁浅成本的目的。在容量市场建设初期可以将全系统容量需求充裕度适当调大（高于国际经验中15%充裕度），然后逐步缩小系统发电容量总需求到适当值，此方法可以引导非可再生能源发电容量有序退出，并补偿发电设备部分搁浅成本，保证发电企业有足够资金参与可再生能源发电投资。

3.6 考虑电源特性确定容量

在国际经验中，对不同类型的发电机组有不同的惩罚系数，不考虑电网调峰和安全特性的需求。我国目前新能源大量并网，对电网稳定性提出挑战，而目前储能发展较为缓慢，需要一定量出力爬坡速度快的煤电/气电调峰机组弥补可再生能源出力波动；另外为保证电网安全，需要部分电源具备黑启动的能力。因此，在容量市场中不仅需要考虑发电总容量问题，调峰能力、黑启动能力也需要考虑。

为适应我国特殊情况，容量市场应优先出清具有调峰能力和黑启动能力机组的容量，其出清价格在设计时可以高于容量市场价格，从而保证电网长期安全稳定。

某地区发电容量总需求C可表示为