澳大利亚电力市场遭遇暂停暴露容量机制短板

2022年6月15日至24日，澳大利亚能源市场运营商AEMO暂时停止按现货出清价格结算以应对市场危机，引发广泛关注。造成此次澳大利亚电力批发电价飙升有两个主要因素：受俄乌冲突影响；煤炭和天然气价格高企，以及过去几周大约四分之一的燃煤发电站在不同时间停止运行。后者可归因于澳大利亚几乎所有燃煤电厂现在都超过了其最初的设计寿命，导致由于机组维护以及故障而突然缺失了300万千瓦的燃煤可用容量。

在澳大利亚现有的市场机制中，发电商自行保证其发电机的可用性，而市场运营商告诉发电商机组何时运行以确保安全供电。然后将市场结算价格固定为过去28天一天中逐小时的平均价格，在每兆瓦时150至300澳元之间。如果发电成本较高，电站业主还可以申请额外补偿，以后会从消费者那里收回。

日前，为避免未来再次发生危机，澳联邦政府能源安全委员会(ESB)提出了一项建立容量市场的建议，以解决意外和突然的容量短缺问题。ESB指出该机制的关键在于发电机组的混合，从而确保电力系统稳定且可持续的能源供应。然而，这一建议引发了巨大的争议，焦点在于全口径的容量补偿范围设置，在这种机制下，即使发电机实际上一度电也不发，它们也将获得额外的容量补偿费用。哪怕是造成本次危机的老旧燃煤机组也能因此获益，因此有人担心这些机组的频繁故障和提前退役会进一步造成用户的损失。

根据ESB所提出的建议，提前三到四年出售的“容量证书”其实并不能确保得到证书的电厂在必要时能够成功调用，调用失败仅需要退还额外得到的补偿费用，并没有更多考核处罚，使得参与该容量机制成为没有任何参与成本的“免费选项”。从长期来看，因容量市场门槛过低，引入过多燃煤电厂参与其中，将延迟对抽蓄、电储能、氢能等新型灵活性资源的引入。为此，澳大利亚能源部长Chris Bowe表示，将由各州选择符合条件的发电机，维多利亚州也已经表示化石燃料将不符合准入条件，而多数售电商也表达了不希望纳入燃煤电厂的意愿。

在对于容量市场的担忧之下，还有没有其他应对危机的措施呢？事实上，德国、瑞典、丹麦等国所采用的定向容量补偿机制就给出了一个相对合理的选择，考虑各国命名方式的差异，暂统称该机制为容量备用。容量市场和容量备用之间的主要区别在于：容量备用需要提前向一定周期内所需容量支付激励性费用，目前所需的应该是新的、现代的、可靠的、快速启动的、输出稳定的灵活性容量，例如化学电池、燃料电池、氢燃机和抽水蓄能等；传统容量市场则会在一段周期内向所有发电机支付费用，哪怕这些发电容量本来就已经是可用的。两相对比可知，作为定向的容量补偿激励，容量备用是更为经济的选择。

新型电力系统下的电力市场格局需要再分配

澳大利亚电力市场的危机对于世界各国的电力系统低碳转型做出了警示，体现出以传统水火电为主力电源的电力市场机制设计在面对高比例新能源时的局限性。供需关系是一个市场的核心，整个电力市场体系中所关注的不仅是刀光剑影的市场竞争和风起云涌的价格变化，更重要的是长期的市场格局如何构建，确保供需总体处于一个基本均衡的市场有效状态。

我国的燃气电站比例远低于澳大利亚，且燃煤机组普遍较新、可靠性高、容量规模也更大，在加速建设新型电力系统的背景下，煤电仍将是较长时期内的主要调节性电源。值得借鉴的是，我们在为煤电等灵活性电源设计容量补偿和激励机制时，也需要甄别机组的运行健康程度、灵活调节能力、综合排放水平、系统支撑功能等方面的具体指标，在“继续合理新建”的过程中进行有效引导。随着新能源并网和发电比例的提高，传统火电的收入结构也将从仅依靠电费收入转变为“电量收入+容量补偿+辅助服务”。其中，辅助服务收入在当前的基础上将稳中有增，在总体收入占比中愈发重要；容量收入应该仅由系统所需的容量覆盖的部分机组获取，且如前文所述考虑机组本身的各种条件和能力择优分配，进行灵活性改造的或新建的高调节性机组将更具备竞争优势。

新能源在新型电力系统中被寄予厚望，在电量上将成为主攻手，随着市场交易电量不计入全生命周期保障收购小时数等政策对经济弃电的松绑，新能源也将具备一定的灵活调节能力，在诸如火电面临停机的特殊时段将能发挥一定作用，提高系统整体运行的经济性和安全性。尤其是在按电量分摊辅助服务和系统运行费的地区，已经产生了分摊费和电费收入在低价甚至零价时段倒挂的现象，分摊方式和认定标准值得推敲。对于配置了高比例储能的新能源场站，其调节能力已相当可观，尤其是分布在一些关键节点时，对系统安全运行的效益是否也可以考虑计入容量备用补偿的范畴呢？

储能装置作为系统灵活性的重要补充，伴生着新能源的发展也日益受到关注。其本身虽然不产生能量，仅是能量的搬运工，但强大的时移能力和突出的调节性能已被人们所熟知，被视为新型电力系统不可或缺的一员。随着储能走向真正的市场化运作，无论是在电源侧、电网侧还是用户侧，均会找到值得发掘的市场机会。在既注重性能，又注重效果的辅助服务市场中，以化学电池为代表的电储能装置将大显身手。而诸如氢能、热能等储能形式与综合能源场景的广泛深度结合，将创造更广阔的挖潜空间。从实现系统短时平衡的角度而言，储能也应该在容量备用市场中分一杯羹，当然其主要收入应该还是发挥其高度灵活性在市场中占尽先机的收入。

电力用户作为容量成本的最终承担者，总体上可能会面临一定的涨价趋势，但更多用户感受到的应该是多元化选择带来的差异性，需求侧响应能力强、负荷特性好的用户可能反而会抓住享受低电价的机会。在现行辅助服务补偿分摊机制不变的情况下，容量机制的执行，将系统的灵活性成本一分为二，长期灵活性容量成本由用户侧承担容量成本，短期灵活性调用成本则通过电力现货和辅助服务市场疏导，形成一种全系统的公共价值分担共享机制。分布式能源、用户侧储能和数字技术赋能将结合需求侧资源形成虚拟电厂，一改源随荷动的传统，使得源荷互动成为新常态。

澳大利亚是否建立容量市场的讨论对我国的启示

若在我国适时推出容量补偿机制，将为以煤电为代表的传统化石燃料电源转型铺平道路，使其由主力电源转变为灵活性资源，其系统价值将通过与储能、需求侧响应等新型灵活性资源的同台竞争得以体现。通过对澳大利亚市场暂停的分析和我国的对比，可以得到如下启示：

新型电力系统及其相适应的市场机制，需要通过容量机制实现对电源建设的长期引导与鼓励；

定向的容量备用相对于全口径的容量市场将具有更好的经济性，也更有利于新型灵活性资源的进入；

我国煤电机组将在新型电力系统中扮演不可或缺的新角色，继续合理新建是理性的选择；

电力系统运行需要多样化的电源组合和需求侧资源共同实现新常态下的供需平衡互动。

本文系《中国电力企业管理》独家稿件，作者供职于金风低碳能源设计研究院。

原标题：澳洲电力市场暂停对我国建设容量市场的启示