中國儲能網(wǎng)訊：自新中國成立以來，特別是改革開放以來，我國電力發(fā)展的主要任務(wù)是保證社會經(jīng)濟發(fā)展所需的電力供應(yīng)。到“十二五”末期，我國徹底擺脫了長期缺電的被動局面，標志就是燃煤發(fā)電利用小時數(shù)出現(xiàn)了快速下降。雖然電力系統(tǒng)運行過程中，還有時段性的電力緊張，但從發(fā)展的角度看電量的供應(yīng)能力已經(jīng)適度超前?！笆濉睍r期電力發(fā)展的重點轉(zhuǎn)向了優(yōu)化能源結(jié)構(gòu)、發(fā)展可再生能源，特別是習(xí)近平總書記在第七十五屆聯(lián)合國大會提出了我國要實現(xiàn)碳達峰、碳中和的宏偉目標，確定了“十四五”規(guī)劃的核心方向?！笆奈濉币?guī)劃的第一年，我國新能源裝機第一次超過了傳統(tǒng)電源裝機。在形勢大好、繁花似錦之下，2021年下半年，我國出現(xiàn)了由于燃料價格暴漲、超越燃煤發(fā)電機組承受能力，導(dǎo)致燃煤發(fā)電供應(yīng)能力下降的情況，進而引發(fā)了電力供應(yīng)的不足。雖然主要是煤炭供應(yīng)的問題，但是掩蓋了另一個更為重要的電力系統(tǒng)發(fā)展問題，那就是燃煤機組一旦出現(xiàn)供應(yīng)能力下降，即燃煤機組可提供的最大功率偏離電力系統(tǒng)最大負荷過多，會造成拉路限電，本質(zhì)是系統(tǒng)可靠性下降。因此，“十四五”時期的電力發(fā)展在應(yīng)對高比例可再生能源接入的同時，必須研究供需兩側(cè)出現(xiàn)的新情況，把重點繼續(xù)放在保供上，同時尋求市場化保供的機制設(shè)計。
供需兩側(cè)出現(xiàn)的新情況
從我國電力工業(yè)發(fā)展的歷程來看，由于我國電力工業(yè)起步晚，我國的發(fā)展策略始終處在“跟隨-超越”這樣一個過程中。在此過程中，我國的電力工業(yè)充分發(fā)揮了后發(fā)優(yōu)勢，利用我國集中力量辦大事的體制優(yōu)勢快速發(fā)展，繞開了電力行業(yè)技術(shù)發(fā)展過程中的諸多“陷阱”，節(jié)省了大量的“學(xué)費”。但是，當我國和世界各國同步作出向“雙碳”目標前進的決定時，我國的電力工業(yè)就與世界各國站到了同一起跑線上，過去傳統(tǒng)電力系統(tǒng)的邊界條件出現(xiàn)了顛覆性的變化，同時不再有現(xiàn)成的國際經(jīng)驗可以借鑒。
一是需求側(cè)對于電力供應(yīng)的可靠性要求在不斷提高。目前，需求側(cè)利用電能的比例越來越高，特別是終端能源消費環(huán)節(jié)推行電能替代政策后，使用電能替代散燒煤、燃油的能源消費方式興起，如電采暖、地能熱泵、工業(yè)電鍋爐（窯爐）、農(nóng)業(yè)電排灌、電動汽車、靠港船舶使用岸電、機場橋載設(shè)備、電蓄能調(diào)峰等用戶越來越多。電能成為很多用戶的單一能源來源，電力供應(yīng)的可靠性一旦出現(xiàn)問題，對社會經(jīng)濟和民生服務(wù)的影響巨大。特別是多年來隨著電網(wǎng)供電可靠性的提高，絕大部分用戶缺乏應(yīng)急備用發(fā)電裝置或應(yīng)急備用發(fā)電裝置性能較差，出現(xiàn)停電導(dǎo)致生產(chǎn)生活全面停滯。因此，在可預(yù)見的未來，需求側(cè)對電力供應(yīng)的可靠性下降將持“零容忍”態(tài)度，要求持續(xù)提高電力供應(yīng)的可靠性。
二是需求側(cè)的用電曲線呈峰谷差擴大趨勢。用電曲線形狀與社會經(jīng)濟發(fā)展階段密切相關(guān)，如當?shù)刂饕栽牧仙a(chǎn)企業(yè)為主，則當?shù)赜秒娗€多為“峰谷不明顯”狀態(tài)；如當?shù)刂饕栽牧仙a(chǎn)企業(yè)和制造業(yè)企業(yè)為主，則當?shù)赜秒娗€多呈明顯的“單峰單谷”狀態(tài)；如當?shù)刂饕灾圃鞓I(yè)用電為主，第三產(chǎn)業(yè)較為發(fā)達，則當?shù)赜秒娗€多呈“雙峰雙谷”狀態(tài)；如當?shù)刂饕灾圃鞓I(yè)用電為主，第三產(chǎn)業(yè)發(fā)達，且人民生活水平比較高，則用電曲線呈“三峰三谷四平段”狀態(tài)。隨著我國經(jīng)濟的持續(xù)發(fā)展、產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)的不斷優(yōu)化，各地的用電曲線均向峰谷數(shù)增加的方向發(fā)展。特別要指出的是，隨著人民生活水平的提高，我國整體出現(xiàn)了冬季高峰大于夏季高峰、晚高峰大于日高峰的趨勢。還要注意到，隨著人民生活水平的提高和產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)不斷優(yōu)化，在電量保持中速或低速增長的同時，最大負荷可能仍將保持高速增長。
三是可再生能源在極端天氣中提供的有效容量非常有限?？稍偕茉床贿B續(xù)性、間歇性的發(fā)電特點明顯。需要指出的是其為最大負荷服務(wù)的有效容量占銘牌容量的比例非常低，即在年度最大負荷出現(xiàn)的時段，10億千瓦的風(fēng)電、光伏裝機，大概只能提供1億千瓦左右的電力，在各地電網(wǎng)實際運行中，還出現(xiàn)過年度最大負荷出現(xiàn)時段，風(fēng)電、光伏裝機出力僅達到銘牌出力的千分之幾的極端情況。尤其需要說明的是在極端天氣（例如拉尼娜現(xiàn)象）出現(xiàn)的情況下，自然氣候呈氣溫降低、天氣濕冷、空氣靜穩(wěn)狀態(tài)，除了風(fēng)電、光伏出力不佳之外，徑流水電由于上游融雪不足也會出現(xiàn)出力大幅下降，這會與極端天氣出現(xiàn)時，取暖負荷剛性用電快速上升之間產(chǎn)生無法調(diào)和的矛盾。
四是“不可控”和“不可調(diào)”電源產(chǎn)生了新的變動成本。從目前各地發(fā)展的電源類型看，“不可控”和“不可調(diào)”的電源比例在增加?！安豢煽亍敝饕侵赴l(fā)電出力受一次能源限制，無法自主控制的電源，主要包括風(fēng)電、光伏發(fā)電和徑流式水電，“不可調(diào)”電源主要是指受技術(shù)或技術(shù)經(jīng)濟特性限制，一般不進行出力調(diào)整的電源，或?qū)Ξ數(shù)亟涣麟娋W(wǎng)而言不能調(diào)節(jié)的通道來電，主要包括核電、高背壓熱電和通過直流專項工程輸送的外來電。上述電源（或通道來電）由于其間歇出力或不能靈活快速調(diào)整出力，使其與負荷曲線“多峰多谷”的趨勢產(chǎn)生明顯沖突，產(chǎn)生了高額的消納成本（市場化環(huán)境下表現(xiàn)為其出力曲線與簽約用戶的用電曲線形狀無法重合），該部分消納成本可視為上述電源（或通道來電）變動成本的一部分。實際運行過程中，在非市場地區(qū)主要表現(xiàn)為調(diào)峰費用，在市場地區(qū)主要表現(xiàn)為不平衡費用。隨著煤電機組容量占比減少、發(fā)電利用小時數(shù)降低、穩(wěn)燃出力降低，消納成本呈快速上升趨勢，將快速推高終端電價水平，成為經(jīng)濟上“保供”的困難之一。
供需兩側(cè)出現(xiàn)的新情況，給“十四五”期間的電力保供帶來新的挑戰(zhàn)，既要考慮保供所需的技術(shù)，又要考慮保供需要付出的經(jīng)濟代價。
除煤電外其他主流技術(shù)
難以滿足保供的經(jīng)濟性需要
通俗講，保供就是在實現(xiàn)“雙碳”目標的過程中，要滿足用戶側(cè)高可靠性供電的需要，這意味著“可靠、綠色、經(jīng)濟”（能源不可能三角）中的兩個要素（可靠、綠色）已經(jīng)固定了下來，那么對于能夠滿足保供需要的主流技術(shù)只需要討論經(jīng)濟性即可?，F(xiàn)有用于新型電力系統(tǒng)保供的技術(shù)可分為兩類：一類是存儲類技術(shù)，一類是平衡類技術(shù)。
存儲類技術(shù)的代表技術(shù)是電化學(xué)儲能技術(shù)和氫能技術(shù)。存儲類的技術(shù)特點是，使電能產(chǎn)生了“庫存”，在電力供應(yīng)寬松時期，讓一部分電能量“離線”，存儲起來以備不時之需。不考慮抽水蓄能技術(shù)的主要原因是，為了保證連續(xù)可靠供電，電力行業(yè)需要年度、季度、月度、日、旋轉(zhuǎn)備用五個維度的備用，五個維度的備用缺一不可，否則就會出現(xiàn)相應(yīng)維度上的可靠性問題，抽水蓄能電站受廠址自然條件限制只能提供滿功率6～10小時的放電時長，提供的是日以下的備用服務(wù)。電化學(xué)儲能和氫能技術(shù)能夠提供五個維度的備用，與火電相比主要是經(jīng)濟性無法接受。
與燃煤電站相比，提供長周期備用服務(wù)的氫能經(jīng)濟性非常差。按照50%的發(fā)電效率計算，當氫能成本（電解水制氫）為58元/千克時（含一定的輸送存儲成本，下同），發(fā)電成本約為3元/千瓦時，相當于天然氣發(fā)電成本的5倍；當氫能成本（天然氣制氫）為41元/千克時，發(fā)電成本約為2.2元/千瓦時，相當于天然氣發(fā)電成本（0.58元/千瓦時）的3.7倍；如氫能成本降至9元/千克時，大約與天然氣發(fā)電成本相當。這還沒有考慮氫能目前被納入危險品管理范疇，固定投資中的土地成本呈上升趨勢。需要指出的是，氫能再次轉(zhuǎn)化為電，需要通過燃機作為技術(shù)手段（燃料電池單位造價超過燃機），即使不考慮氫能生產(chǎn)的固定成本（可以認為氫能主要用于交通使用的燃料電池），使用氫能存儲電能的固定成本需要包括燃機的投資，近似可以認為“氫能的經(jīng)濟性=燃氣機組+數(shù)倍的燃氣變動成本”。
與燃煤電站相比，提供長周期備用服務(wù)的電化學(xué)電池經(jīng)濟性非常差。電化學(xué)電池組理論上可以無限擴展（增加電芯數(shù)），不受時長限制。按照我國實際出現(xiàn)過的極端天氣看，無風(fēng)（靜穩(wěn)天氣）無光（陰雨連綿）的天氣最長在一周左右，可以保守按照3天計算電化學(xué)電池需要具備的備用容量下限，即電化學(xué)電池應(yīng)當至少能夠連續(xù)放電72小時，按照目前EPC價格1千瓦時的電化學(xué)儲能電站造價1100元左右，能夠連續(xù)72小時放電的電化學(xué)電池造價就在1千瓦時7.9萬元左右，是目前百萬千瓦超超臨界機組造價的20倍以上。有觀點提出，可以讓火電做長周期的備用，讓電化學(xué)電池做日內(nèi)的備用，很遺憾能做長周期備用的火電，日內(nèi)的備用服務(wù)水平也很好，其提供備用的能力是全覆蓋的，不需要電化學(xué)儲能“幫忙”（嚴格說用于調(diào)峰調(diào)頻的抽水蓄能也是如此）。
平衡類技術(shù)主要指負荷側(cè)響應(yīng)（含源網(wǎng)荷儲一體化）和火電技術(shù)。平衡類技術(shù)的特點是依托電網(wǎng)作為平臺，按照電力實時平衡的規(guī)律，通過各類型電源和用電負荷互相“補臺”，實現(xiàn)保供。負荷側(cè)響應(yīng)類似反向調(diào)節(jié)的虛擬電源，能夠承擔與電源相同的備用作用，可以減少系統(tǒng)對備用容量的需求，降低系統(tǒng)運行費用，而且對電力系統(tǒng)頻率的控制速度快、效果好。但是需求側(cè)響應(yīng)的本質(zhì)還是負荷，用電生產(chǎn)才是其主業(yè)，丟了訂單相當于丟了市場，長此以往影響企業(yè)經(jīng)營發(fā)展，一旦出現(xiàn)威脅其訂單的情況，負荷側(cè)響應(yīng)往往選擇不進行動作，轉(zhuǎn)而承擔經(jīng)濟責任，喪失了備用的能力。用戶側(cè)安裝化學(xué)電池儲能設(shè)施提供備用的問題與發(fā)電側(cè)采用化學(xué)電池儲能的問題相同，下面僅討論不需要安裝化學(xué)電池儲能設(shè)施，便能提供需求側(cè)響應(yīng)的用戶。從現(xiàn)有的研究和實踐看，負荷響應(yīng)主要在6個工業(yè)領(lǐng)域開展，包括化學(xué)品、有色金屬、冷藏行業(yè)、鋼鐵、紙張和水處理，一般要求生產(chǎn)工藝中存在無人值守的生產(chǎn)環(huán)節(jié)，且該環(huán)節(jié)存在能量密度較大的中間產(chǎn)品，但是由于負荷側(cè)響應(yīng)容易對生產(chǎn)生活造成較大影響，容量不可能太大（否則產(chǎn)品成本上升過于嚴重）。必須要看到，負荷側(cè)響應(yīng)僅僅能在正常的天氣情況下發(fā)揮作用，因為在極端天氣情況下，往往負荷側(cè)剛性的取暖負荷（或制冷負荷）上升的幅度是負荷側(cè)響應(yīng)能夠調(diào)節(jié)幅度的幾倍，2021年1月6日湖南省負荷當中比例最高的就是取暖負荷，占到了用電負荷的一半以上，且價格機制引導(dǎo)的效果很差。至于源網(wǎng)荷儲一體化的經(jīng)濟性，實際上由火電等多種電源和各類型用戶組成的電力系統(tǒng)本身就是最大規(guī)模的源網(wǎng)荷儲一體化系統(tǒng)，試想整體優(yōu)化的效率恐怕是局部優(yōu)化效率的一倍以上，否則大型電網(wǎng)的規(guī)模效益從何而來？
至于燃氣機組，主要問題還是國內(nèi)尚未掌握核心技術(shù)，生產(chǎn)維修都需要國外技術(shù)支持，這本身就存在一定的安全風(fēng)險。同時由于世界范圍內(nèi)的煤炭使用減少，更多的國家轉(zhuǎn)向了使用燃氣。從目前看，燃氣的價格和供應(yīng)的穩(wěn)定性并不樂觀。英國已經(jīng)作出未來兩年由于燃氣供應(yīng)緊張，電價仍然高漲的預(yù)測。綜上，可以看出火電在所有保供的技術(shù)當中，成本最低、最為可靠。尤其是煤電，由于其可以現(xiàn)場存儲，可靠性比燃機發(fā)電要高很多。試想，如果我國裝機以燃氣為主，那么2021年的燃料供應(yīng)緊張引發(fā)的停電可能就是普遍性的大規(guī)模停電。
保供需要新機制
保供在經(jīng)濟性的約束下，可行的技術(shù)路徑主要依靠繼續(xù)發(fā)展煤機，但是這并不意味著否定“雙碳”目標，兩者恰好是相輔相成的?！半p碳”目標實際上是要減少排放總量，總排放量與煤電機組的發(fā)電量正相關(guān)，與燃煤發(fā)電機組的容量無關(guān)。煤電機組發(fā)電量等于煤電機組利用小時乘以煤電銘牌容量，即要減少煤電機組總排放量，加快降低煤電機組的利用小時數(shù)即可，減少煤機電量與減少煤機容量沒有直接關(guān)系。只要保證利用小時數(shù)的降低速度，煤機裝機容量適度增加并不意味著會產(chǎn)生比現(xiàn)在更多的碳排放量。利用小時的降低速度由什么因素決定呢？主要由可再生能源發(fā)電量的增長速度，這也就是中央反復(fù)強調(diào)的先立后破，可再生能源發(fā)電量每進一步，煤電機組的利用小時數(shù)就會降低一定數(shù)額，如煤電機組容量持續(xù)增長，這個降低速度還將超越可再生能源發(fā)電量的增速。隨著“雙碳”目標的推進，可以肯定地說未來煤機的利用小時數(shù)必然無法回到過去計劃模式下規(guī)劃的4000～5000小時/年利用小時數(shù)。同時可以預(yù)見，煤機利用小時數(shù)將出現(xiàn)快速下降，大致達到每五年降低1000小時左右的水平，直至達到年利用1000小時的水平，進入一個緩慢下降的平臺期。
在煤電機組利用小時數(shù)快速下降的過程中，如果還是要求煤電機組通過電力市場銷售電能量為主要生存渠道，且上限價格較低，會出現(xiàn)什么情況呢？從歷史經(jīng)驗看，假定燃料價格處于綠色區(qū)間，煤電機組商業(yè)運營期內(nèi)，當實際平均利用小時數(shù)在5000小時（設(shè)計利用小時）左右時，煤電企業(yè)效益水平能夠保證，并具備滾動發(fā)展能力；當實際平均利用小時數(shù)在4000小時（偏低利用小時）左右，煤電企業(yè)效益水平下降，喪失滾動發(fā)展能力，部分煤電企業(yè)出現(xiàn)虧損，由于采購劣質(zhì)煤機組技術(shù)性能出現(xiàn)下降；當實際平均利用小時數(shù)在3000小時（低利用小時）左右，煤電企業(yè)大面積虧損，普遍采購劣質(zhì)煤，機組技術(shù)性能普遍大幅下降，部分機組開始出現(xiàn)資不抵債；當實際平均利用小時數(shù)在500～2000小時（極低利用小時），煤電企業(yè)生存出現(xiàn)問題，事故概率大大上升，普遍出現(xiàn)資不抵債，進入“死亡螺旋”。云南、四川等地的燃煤機組已經(jīng)進入了最后一個階段。
實際上，我國是“雙碳”轉(zhuǎn)型與市場化同步開展的國家，歐美國家是在已經(jīng)完成市場化改革后，進行“雙碳”轉(zhuǎn)型，所以在適應(yīng)“雙碳”轉(zhuǎn)型的市場設(shè)計上我國仍然有可以直接借鑒的經(jīng)驗。歐美國家開始電力市場化改革已經(jīng)30年，批發(fā)側(cè)電力商品的定價分類也經(jīng)歷了變化。第一階段是電力現(xiàn)貨市場建設(shè)初期，批發(fā)側(cè)電力商品主要分為電能量和輔助服務(wù)兩個品種，由于煤電等調(diào)節(jié)機組是占絕對比例的電量供應(yīng)商，因此電能量價格能夠反映比較充分的全口徑成本。第二階段是隨著可再生能源的快速發(fā)展，批發(fā)側(cè)電力商品主要分為電能量、輔助服務(wù)和可靠性（有效容量）三個品種，傳統(tǒng)電源和可再生能源都可以出售電能量和輔助服務(wù)，有效容量主要由傳統(tǒng)電源進行銷售（同銘牌容量的傳統(tǒng)火電機組和風(fēng)電、光伏的有效容量相差4～10倍）。由于可再生能源補貼政策的存在，可再生能源變動成本實際上為“負值”，加之可再生能源不能人工控制出力，在現(xiàn)貨（電能量）申報時往往按照申報下限報價；由于煤電機組和核電機組難以實現(xiàn)日內(nèi)啟停，煤電機組和核電機組被迫在首段出力上申報與可再生能源相同的價格，形成了低負荷段的低電價、超低電價，甚至是負價，拉低了全時段現(xiàn)貨價格水平?！癕issing Money”問題（“丟錢”問題）就此出現(xiàn)，即在現(xiàn)貨市場環(huán)境下，僅依靠電能量價格，部分機組難以回收固定投資，歐美國家都出現(xiàn)過非低碳機組過早退出問題，對電力系統(tǒng)的連續(xù)、穩(wěn)定運行造成了威脅。隨著可再生能源比例的上升，原有的可靠性（有效容量）裕度被“吃干榨凈”，可靠性（有效容量）資源愈發(fā)緊缺，由于市場機制的核心就是通過供需定價，稀缺就要付費，因此可靠性（有效容量）成為了批發(fā)側(cè)電力交易的新品種。為了解決這個問題，歐美的電力市場增加了容量成本回收機制。正是由于歐美市場設(shè)計了這個可靠性（有效容量）定價機制，才有效保證了其高占比可再生能源電力系統(tǒng)的可靠性，也正是由于這個機制的存在，歐盟28國在最大負荷4.5億千瓦的情況下，能夠保留4.86億千瓦的火電和核電容量，并使其經(jīng)營狀況良好（依靠出售有效容量）。2021年英國在供應(yīng)最緊張的時候重啟煤電，涉及的煤電機組雖然不參加電能量的銷售，但是仍然參加容量市場獲得回報，才能在電力系統(tǒng)需要的時候隨時啟動，保證了英國電力系統(tǒng)供電的可靠性。
由于我國“雙碳”轉(zhuǎn)型與市場化“雙期疊加”，我國電力市場建設(shè)跨越了歐美電力市場建設(shè)的第一階段，直接進入了存在“Missing Money”問題的歐美電力市場建設(shè)第二階段?？稍偕茉吹目焖侔l(fā)展，逼迫發(fā)電企業(yè)在電力現(xiàn)貨市場中進行的是時間尺度有限的短期決策，不能考慮全部投入的調(diào)整，只能調(diào)整變動成本投入。發(fā)電企業(yè)在現(xiàn)貨市場中通?；谧陨戆l(fā)電產(chǎn)生的短期邊際成本進行短期的產(chǎn)量決策。單純的電力現(xiàn)貨價格會使得邊際機組的固定成本缺乏有效的回收渠道，也使其他參與電力現(xiàn)貨市場競爭的機組的固定成本回收存在較大的不確定性（計劃體制下水電富集大省，火電大面積虧損也是產(chǎn)生了計劃體制下的“丟錢”問題）。尤其是在以風(fēng)、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增大?！半p碳”目標的提出，加速了這一趨勢的發(fā)展，缺乏固定成本回收機制將使得發(fā)電企業(yè)對發(fā)電容量的投資意愿降低，有可能導(dǎo)致供不應(yīng)求的局面出現(xiàn)，導(dǎo)致大面積多時段限電問題，“十四五”時期的保供也無從談起。因此，要明晰的是能源轉(zhuǎn)型會帶來終端電價上漲，容量成本回收機制只是這個過程的表現(xiàn)形式。畢竟，經(jīng)濟規(guī)律一定在社會經(jīng)濟活動中發(fā)揮作用，如果再不考慮煤電機組的容量成本回收機制，2018年《中國電力企業(yè)管理》第10期刊載的《電力現(xiàn)貨市場設(shè)計的問題及方法》一文中預(yù)見的“一味強行壓制電價上漲（近年的燃料價格劇烈上漲在各地直接交易價格中基本沒有體現(xiàn)），結(jié)局就是火電企業(yè)全面虧損，從火電企業(yè)‘無電可發(fā)’走向用戶‘無電可用’”將逐漸變成現(xiàn)實。
我國可以借鑒的容量成本回收機制主要分為容量市場機制、稀缺定價機制及容量補償機制三類，相應(yīng)的典型實踐包括英國和美國PJM的容量市場方式、美國得州市場的稀缺電價機制、智利的容量補償機制，還有德國等介于容量市場和容量補償機制的戰(zhàn)略容量儲備機制。三類容量成本回收機制具體操作方式如下：
一是容量市場。簡而言之，容量市場就是某一具有公權(quán)力的機構(gòu)預(yù)測未來目標年需要的系統(tǒng)有效容量（與最大負荷和合理備用總和對應(yīng)），各類型機組（含目標年計劃投產(chǎn)的各類型機組）均按照“同一類型、同一折算方式”的原則，將銘牌容量折算為有效容量，各類型機組的擁有者（存量）和意向投資者（增量）公平無歧視的競價，形成目標年的有效容量價格，每個主體有效容量乘以有效容量價格即為目標年容量費用，單個主體目標年容量費用加和后，按照電量或者某種方式向每個用戶收取。
二是稀缺電價機制。由于容量市場需要對目標年需要的有效容量進行預(yù)估，操作機構(gòu)的主觀性較強，自由裁量權(quán)較大，直接影響有效容量的價格，部分電力市場設(shè)計者認為這很可能扭曲市場價格，應(yīng)該采用稀缺電價機制解決。稀缺電價的含義就是，在電力供應(yīng)緊張（供需曲線最高峰）時段，當電力緊張的量化指標明顯（上旋備不足），則通過倍增系數(shù)等手段直接將市場成交電價，推至電力現(xiàn)貨交易出清上限價水平的電能量價格，以滿足發(fā)電側(cè)的容量回收需要。
三是容量補償機制。容量補償機制與容量市場類似，首先對全部機組的有效容量按照一定方式進行計算；然后將折算出的有效容量加和，最大負荷除以有效容量加和與高峰備用容量之差作為供需系數(shù)，每個機組的有效容量乘以供需系數(shù)就是有效補償容量；接著確定單位有效補償容量的價格，這個價格一般采用現(xiàn)貨市場邊際機組商業(yè)運行期年度應(yīng)回收投資額確定，在國內(nèi)這些機組大部分為抽水蓄能機組；最后每臺機組有效補償容量乘以補償價格即為每臺機組當年應(yīng)獲得的容量補償費，容量補償費用總額由用戶支付，可按照度電或最大容量等方式進行分攤。
以上三種典型容量成本回收機制，最為市場化的就是稀缺電價機制，稀缺電價形成過程中基本沒有人為干預(yù)。無論是影響成交價格的容量市場需求的提出，還是容量補償機制的有效容量補償價格的確定，都需要某一機構(gòu)主觀確定，其準確性和體現(xiàn)市場主體意愿方面，有不同的聲音。雖然理論上如此，但是從三種機制在我國近期實施的難度看，稀缺電價機制最難。因為，我國試點省份均有市場份額較大的發(fā)電企業(yè)，目前監(jiān)管機構(gòu)很難辨別發(fā)生稀缺電價是由于供需緊張還是出現(xiàn)了容量持留，同時我國用戶電力市場化的概念尚不足，很難接受高昂的稀缺電價。
最后需要強調(diào)的是，建立容量回收機制的理論基礎(chǔ)是新型電力系統(tǒng)之下要為電力系統(tǒng)可靠性（有效容量）商品付費，未來發(fā)展煤電機組的技術(shù)方向，不應(yīng)是繼續(xù)追求大容量、高參數(shù)的煤電機組。這是因為按照中央先立后破的要求，立是方向、破是結(jié)果，降低總體碳排放量和強度是必由之路，煤電機組長期高負荷運行的時代過去了，煤電不可能依靠發(fā)電保證正常經(jīng)營，煤電將成為“小電量、大容量”的能源生產(chǎn)者，片面追求“小電量”服務(wù)的經(jīng)濟性屬于“丟了西瓜揀芝麻”。未來新投產(chǎn)煤電的技術(shù)指標，應(yīng)該在“大容量”服務(wù)上下功夫，更便宜的頻繁啟停技術(shù)指標、更低成本的快速爬坡能力、更廉價可靠的長周期冷備用能力才是煤電技術(shù)未來的發(fā)展方向。
本文刊載于《中國電力企業(yè)管理》2022年01期，作者系本刊特約撰稿人
