引入容量成本回收机制
随着电力市场化改革的纵深推进 ， 部分现货市场开展了试运行 ， 容量成本回收机制缺失问题逐步暴露出来 。 对于高比例可再生能源的电力市场 ， 市场出清价更低 ， 欠补偿问题更为突出 ， 已愈来愈严重地影响发电企业的正常生产经营和发展 ， 也给电力市场建设带来消极影响 。 因此 ， 充分认识建立容量保障机制的必要性和紧迫性 ， 总结和借鉴国内外容量成本回收机制的实践经验 ， 研究建立电力现货市场环境下的容量成本回收机制 ， 是建立促进新能源发展的电力市场重要选择 。
容量成本回收机制的方式有三种：稀缺电价机制、容量成本补偿机制、容量市场机制 。 理论和实际证明 ， 三者在电力系统优化规划和优化运行的前提下 ， 完全是相通的 。 其中容量市场机制能形成合理的电价结构和水平（如现货电价水平 ， 分时电价价差） ， 引导电力系统优化规划、优化投资和优化运行 。 但存在未来计价容量需求的预测误差带来的风险 。
综合比选 ， 科学合理的容量成本机制应选择容量市场 。 容量市场按功能分为以下三类：
一是可靠性容量市场（RPM） ， 其功能是保障用户电力可靠供应的充裕性 ， 在发电——用户之间交易 。 二是调节性容量市场（FCM） ， 其功能为保障系统灵活调节资源的充裕性 ， 在新能源——常规电源、需求侧响应之间交易 。 三是综合容量市场（CM） ， 由可靠性容量市场（RPM）和调节性容量市场（FCM）组合而成 。 同时 ， 将电力容量市场按周期划分为长期容量市场和短期容量市场 。 其中长期容量市场提前N年组织 ， N——资源的开发建设周期 ， 火电一般为3-4年 ， 新能源为1年左右 。 短期容量市场按提前K天模式运营 ， K——系统机组组合周期 ， 可与现货市场一体化运营 ， 短期容量市场按容量报价竞价开机 ， 日前、实时市场按电量报价竞价带负荷 。 建立长期与短期结合的综合性容量市场可以化解未来容量需求预测误差给电力市场带来的风险 。
因此 ， 在构建促进新能源发展的电力市场方面 ， 应该要建立容量电力市场和现货电力市场相结合的系统批发市场 ， 这个批发市场在大范围优化 ， 效率最高 ， 效益最好 。
按照上述方式 ， 基于西北电网实际的初步模拟仿真表明 ， 建立容量电力市场和现货电力市场组成的系统批发市场 ， 并与现行中长期交易相结合 ， 能以较低的成本（与现行辅助服务深度调峰成本相比）接纳翻一番的增量新能源 ， 由于这些新增新能源成本和市场电价较低 ， 从而释放出巨大的电力市场红利 ， 这些红利的一部分通过可靠性性容量市场和调节性容量市场补偿给参与市场的火电主体 ， 使得火电企业在低利用小时下经营状态大为改善 。 另一部分用于降低用户电价 ， 用户分享的这部分市场红利远大于当前电力直接交易水平 。
调整新能源考核指标
与此同时 ， 对新能源利用率（弃电率）的考核评价在一定程度上也制约着新能源市场的建设和发展 。
新能源发电量占全社会用电量的比率重要还是新能源的利用率重要 ， 是构建促进新能源发展的电力市场中应当考虑的问题 。
以新能源利用率最大（弃电率最小）为目标的优点是提高存量新能源企业效率 ， 包括存量新能源系统渗透率 ， 缺点是制约新能源的发展 ， 增加系统接纳成本 。
以新能源渗透率最高为目标和以系统成本最低为目标的优缺点是一致的 ， 即在新增新能源建设成本降低和设计效率提高的背景下 ， 降低系统成本 ， 纾解电力市场价格矛盾 ， 但不能保证新能源利用率（弃电率）目标 ， 影响煤电运行效率和利用小时 。
我们对一个实际系统进行模拟仿真 。 模拟仿真结果相关指标显示 ， 放松新能源利用率约束 ， 可增加新能源装机 ， 提高新能源电量渗透率 ， 降低系统接纳成本 。
因此建议 ， 应该合理设置新能源利用率或弃电率的评价指标 ， 特别是在当前新增新能源的造价大幅度下降、可以帮助降低电力用户用电成本情况下 ， 应以新能源的渗透率为目标 ， 推进建立促进新能源发展的电力市场 。
［1］新能源渗透率为新能源发电量与系统总用电量之比 ， 该指标越高 ， 则终端电力消费中新能源发电占比越高 。
本文由eo采访人员潘秋杏、姜黎根据作者在2020年中国电机工程学会电力市场专委会、电力系统自动化专委会联合学术年会暨全国电力交易机构联盟电力市场高峰论坛上的演讲整理编辑而成 ， 已经作者审定 。