电力用户视角下的发电容量

电力商品的到户成本

用户为一度电所支付的价格，包含三部分成本，分别为生产成本、输电成本和配电成本。

（来源：微信公众号“黄师傅说电”）

输电和配电成本归属于当地垄断的输电企业（TSO）和配电企业（DSO），在我国大部分用户的输配电企业为统一的电网公司，部分由增量配电网公司供电的用户实际才会区分具体的输电和配电成本。

而电力的生产成本不仅包含与电力生产边际成本有关的电能量成本，还包含与电力供应可靠性相关的支付于辅助服务市场以及容量市场的成本，前者为了确保短期备用的充分，后者为了确保电力系统长期发电容量的充裕。

而一个系统运营商负责的电力系统范围内，用户负荷需求在一年内呈现峰谷特性，最高负荷需求和最低负荷需求之间差异会很大，而系统的发电容量需要满足的是最高需求，而并非平均需求。

发电容量不可能在全年内都保持在一个可观的使用率，所以有些机组无法充分在电力市场上出售电量进而获取收益。

但发电容量的充裕性不可或缺，那么系统对发电容量的需求以及发电容量对于收益率的需求成为一组矛盾，所以需要一些特殊机制在确保系统有充足的发电容量外，也能够补偿发电容量的一部分收入。

稀缺电价机制

稀缺电价机制完全是依靠电力市场来解决发电容量投资问题，而并非依靠一些集中化的机制。

负荷高峰时段的高昂电价视为稀缺电价，因为这些负荷高峰的交易周期在全年总交易周期数中占比较低。

短期高昂的稀缺电价也会整体抬高全年的平均电价，这会提升消费者对于电力的价格弹性，会带来更多的负荷管理手段进行对冲，以便于消费者在高电价时段有效地降低负荷用量。

从远期看，稀缺电价对于发电容量的激励和负荷管理设备的投入会达成一个均衡，而这是长期市场行为所导致的。

不过因为确定的全年负荷高峰时段以及稀缺电价产生的交易周期数过于不确定，依靠稀缺电价机制来激励发电容量的投资很难保证充裕的发电容量。

所以本书作者认为，仅仅依靠稀缺电价作为投资依据并不充分，我们在市场机制外还需要一些行政手段。

容量补偿电价机制

市场建设初期，为了保证一定的发电容量充裕度，可以采用容量补偿电价机制。

容量补偿电价

在我国目前执行该项机制最广泛的为2024年开始执行的煤电容量电价机制。

该机制规定发电机组的可用容量补偿价格统一为330元/年·千瓦，大部分省份在24~25年补偿系数为30%，即100元/年·千瓦。

一些新能源发展较快，火电发电小时数受影响较大的省份补偿系数为50%，即165元/年·千瓦。

该补偿标准分解到每个月，再根据当月该机组的可用发电最大容量计算出当月应补费用。

市场全部机组的应补费用之和就是当月用户需要上交的煤电容量补偿总费用，按照电量折价为煤电容量费折价。

容量市场

更加成熟的电力市场，在中长期、现货市场和辅助服务市场外，还要建立容量市场用于保证发电容量的充裕。

监管机构根据可靠性水平确定总体发电容量水平，视为容量市场的总体购买量。

批发用户（大用户和售电公司）在容量市场上购买所需的容量份额。

机组需要确保出售的发电容量的有效性，而批发用户也要履行在容量市场的购买义务，否则都将受到市场规则的惩罚。

容量市场除了可以由发电机组参与外，需求侧响应资源也可以参与，消费者可调节负荷由负荷聚集商为主体在容量市场上出售其可调节容量。

可靠性合约

电力市场发张到一定成熟度后可引入可靠性合同，一种期权合约，包含期权价格p和行权价格s。

电力监管机构或系统运行商制定市场合同总量和可靠性合约的行权价格s，该行权价格因为发生在发电容量稀缺的时段，所以价格较高，一般为当地最昂贵机组边际成本的1.25倍。

用电主体在市场上购买发电主体的可靠性合同电量，并定期支付期权费，费用为期权价格×合约电量。

若该合约在未来某交易周期因为高用电需求而执行，那么此合约相当于该交易周期现货市场的差价合约。现货价格高于行权价格时，发电主体要向用电主体补偿差额。

而如果发电主体未能如约履行期权合约电量，则会遭受市场的严厉考核。

原标题：电力用户视角下的发电容量