歐洲戰略備用機制對我國發電容量充裕性問題的啟示

王鵬, 杜瑜鈴，王雁凌，劉文宇，徐可琪，于松泰

(1.華北電力大學電氣與電子工程學院, 北京市 102206；2.北京電力交易中心有限公司，北京市 100031)

0 引 言

作為低碳電力建設的先行者，歐盟計劃逐步減少化石能源消費，向以可再生能源、核能和應用碳捕獲與封存(carbon capture and storage, CCS)技術的燃氣發電為主的低碳能源結構轉型，2050年歐盟計劃將溫室氣體排放量在1990年水平上降低80%～95%[1-3]。

但可再生能源發電的強間歇性和弱調度靈活性給電力系統的安全穩定運行帶來諸多挑戰。可再生能源發電份額的增加將導致火電利用小時數下降，并加劇火電機組的虧損，疊加碳政策、燃料價格和供需關系等的不確定性，現有火電廠會提前退役，新增火電廠容量投資也將不足，大幅降低電力系統的充裕性[4-7]。

因此電力系統需要對傳統電源及儲能進行合理規劃以確保系統發電容量的充裕度，同時起到調節與支撐作用[1]。為了解決這一問題多個國家建立了發電容量充裕性機制，具體包括稀缺定價機制、容量市場機制、容量補償機制和戰略備用機制。

稀缺定價機制是發電商通過系統電能和備用短缺時產生的尖峰電價回收成本并創造收益的一種機制，可以反映市場運行中電能量和備用的稀缺信號以刺激發電投資[8-9]。稀缺定價機制又主要分為基于市場主體的稀缺價格(澳大利亞)與基于備用需求曲線的稀缺定價機制(紐約、加州、得州)兩類。

容量市場機制則通過集中拍賣、雙邊協商等方式提供發電容量產品以保障未來可用發電容量[10-12]，主要應用于英國電力市場與PJM電力市場[13-15]。

容量補償機制也稱為容量費用補償機制或容量收費機制，由政府相關部門核定補償標準及范圍，對發電企業的裝機或可用容量直接支付補償費用，幫助其回收固定成本[16-17]。目前采用此機制的有智利、巴西、西班牙等國家。

戰略備用機制指在市場化機組之外保留部分老舊待退役機組以及需求側資源，由系統運營商調度控制并保障其部分收入，確保供需緊張或極端天氣等情況下的電力供應，而在系統常規運行時，戰略備用機組將不被調用。在具體應用上，主要以歐洲國家為主，包括瑞典、芬蘭、德國、比利時等[18-21]。歐洲議會和歐盟理事會推薦歐盟成員國采用戰略備用機制應對充裕性問題。戰略備用機制易于組織實施，可充分挖掘老舊及待退役火電機組的潛力，對電力市場的成熟度沒有過高要求，不易出現路徑依賴問題。

在碳達峰、碳中和目標下，我國將大力推動新能源發展，火電將由主體電源轉變為電力支撐型和調峰型電源。隨著電力體制改革的縱深推進，在電力市場環境下進行電力規劃以及通過市場機制保障發電容量的充裕性將成為關鍵問題，而目前相應研究及實踐較少。本文首先介紹歐洲能源轉型過程中電力市場出現的問題并探討發電容量充裕性機制的發展歷程，隨后詳細分析歐洲戰略備用機制的設計內容及其在比利時等國的實施細節，為我國容量機制建設總結經驗。最后，進行我國煤電戰略備用機制的初步探索與設計。

1 歐洲發電容量充裕性機制發展歷程

1.1 設立原因

歐洲電力行業的市場自由化和脫碳計劃深刻地影響了發電、交易和消費的方式[22]，許多歐盟成員國意識到在單一電能量市場模式下，發電商僅通過售電或提供輔助服務獲得收入，無法有效引導發電投資和維持長期發電容量充裕性[4]。

主要原因如下：首先，電力需求側在短期內缺乏彈性與靈活性，難以有效響應并參與市場，確保電網穩定及發電充裕的責任主要由供應側承擔。然而，監管者為防止市場力濫用及電價飆升通常會設置電力市場價格上限，這使得承擔峰值負荷的發電廠難以回收全部成本，即“missing money”問題[18]。

如圖1所示，發電機組基于邊際成本的報價按升序形成供給曲線，與需求曲線的交點即為市場均衡價格。圖1(a)均衡價格P*低于價格上限Pcap，可得到有效出清結果；圖1(b)均衡價格P*超過價格上限Pcap，則以Pcap作為最終出清電價，生產者剩余減少，消費者剩余增多(包含機組固定成本和后續投資的資金)。

圖1 “missing money”問題示意圖

同時，在多項政策及補貼推動下，歐洲可再生能源裝機規模和發電量顯著增長，其較低的邊際成本導致電價下降并壓縮傳統電源的發電空間，加速了以燃氣輪機為代表的高邊際成本機組的破產及退役[23]。而風電、光伏具有高度間歇性和不確定性，無法如火電機組一樣，對系統提供足夠的可靠性、靈活性。

1.2 發展脈絡

1.2.1 歐盟委員會開展容量機制專項調查

2015年4月29日，歐盟委員會啟動國家援助專項調查，深入了解各成員國容量機制的設計及實施情況，收集發電商、電網運營商和需求響應提供商等利益相關者的意見[24]。此次調查的主要目的是研究容量機制對歐洲統一電力市場建設的影響，防止成員國偏好某些發電商或技術類型造成市場競爭扭曲，形成跨境交易壁壘。

2016年，歐盟委員會發布了關于容量機制的行業調查最終報告，對成員國已存在的容量機制進行了分類梳理[25]。該報告分析了未來存在的電力供應安全問題及原因，要求各成員國在引入容量機制前必須經過充裕性評估等流程，并對容量機制的選擇、設計和實施提供了相應指導。

1.2.2 歐盟2019/943法案對容量機制的規定

2019年，歐洲議會和歐盟理事會發布關于歐洲內部電力市場的2019/943法案，對歐洲內部統一市場建設的關鍵問題進行規定[26]。該法案表明：為了支撐高比例可再生能源電力系統的發展，應取消能量市場的價格上下限制，逐步取消容量機制，建立以稀缺電價為基礎的純能量市場機制。

該法案指出成員國應按照公開透明的流程計算資源充裕度指標，包括歐洲資源充裕性評估和國家資源充裕性評估，評估結果達不到系統可靠性標準時，才允許成員國引入容量機制。

該法案要求成員國監測其領土內的電力充裕性問題并制訂實施計劃，截至2021年8月，已有12個國家公布相應方案，如表1所示。這些成員國普遍認為市場失靈和充裕性問題將持續存在，還應繼續實施容量機制。

表1 歐盟部分成員國容量機制實施計劃

歐洲內部電力市場的2019/943法案的第21條闡述了容量機制的一般原則，主要目的是限制容量機制的使用，但同時指出戰略備用是優先推薦的容量機制，如果戰略備用機制無法解決充裕性問題，才可以采用其他類型的容量機制。下面將介紹戰略備用機制的具體內容以及歐洲各國實施情況。

2 歐洲戰略備用機制具體內容與實施

2.1 設計原理

戰略備用機制是指將部分發電機組或需求側資源置于電能量市場之外，由電網運營商招標、承包和控制，僅在電力供需緊張時進行調度，以保障電力系統的安全運行。戰略備用資源通常是老舊或即將退役的機組，為避免市場扭曲，它們不能參與電能量市場，其收入一部分來源于機組和電網運營商簽訂的年度戰略備用合同，用以覆蓋固定成本，另一部分為被調用時的運行成本。這些運行成本通過輸電費用或平衡費用等回收，傳導給電力用戶。戰略備用機制影響的容量相對較少，對市場整體價格的扭曲也較小，其實施和退出的成本都比較低，在改革初期是一種有效的過渡措施。

國外學者通過理論研究與建模仿真等分析驗證了戰略備用機制的作用。文獻[39]使用基于主體建模的電力市場模型分析并驗證了戰略備用機制在可再生能源份額不斷增長下的有效性。為了評估德國提出的戰略備用機制對電價和投資的影響，文獻[40]開發并應用了基于主體建模的德國電力市場仿真模型，仿真結果表明戰略備用機制顯著提高了電力系統的供應安全性，主要在2030年后可再生能源在負荷高峰時期出力受限的極端情況發揮作用。文獻[41]開發了系統動力學模型來研究容量機制對發電投資的動態影響，模擬結果顯示戰略備用和容量市場都能減少單一電能量市場中常見的投資周期現象。

2.2 各國實施情況

2.2.1 芬蘭

芬蘭以能源密集型產業為主，人均能耗高，且氣候寒冷需要四季供暖。冬季，室外溫度通常降至-40 ℃，如果供電中斷將對人體健康造成直接威脅，并對建筑和管道造成結構性損壞。芬蘭于2007年引入峰值負荷戰略備用，截至2020年，峰值負荷戰略備用容量由4個發電廠(共707 MW)和兩個需求側響應設施(共22 MW)組成。芬蘭冬季期間的峰值負荷備用電廠一直處于12 h發電準備就緒狀態，在接到調令后能在10 min內增加10 MW功率輸出，可以滿負荷連續發電200 h；需求側響應設施能在接到調令10 min內減少10 MW的負荷[29]。

2.2.2 德國

為在2050年達成將可再生能源在終端能源消費中的份額提高到80%的能源轉型目標，德國同樣引入了戰略備用機制。由于水力發電、生物質發電等調度靈活的可再生能源在德國發展潛力有限，要實現上述目標，則很大程度上依賴風力、光伏等波動較大的可再生能源。

但是由于高壓遠距離輸電線路的容量限制，德國北部富余的風電難以輸送至南部負荷中心，北部地區面臨消納問題。為了解決這一問題，德國于2013年實施網絡備用(狹義上的戰略備用)，網絡備用容量主要由位于德國南部的發電廠組成，通常已停用或面臨關停，當南北區域輸電線路容量不足時將被系統運營商強制激活調用，保障電力安全。隨著風能、太陽能等可再生能源發電量的增加，德國于2018年在全國范圍內進一步引入2 GW的戰略備用資源，防止電力市場改革期間出現電力供應缺口，保障靈活性電源與應急備用資源的充裕性[42-43]。

2.2.3 比利時

2014年冬季，比利時開始實施戰略備用機制，主要原因有3點：1)大量現役機組將被關停，具體來說2014年有928 MW燃氣發電機組因機組老化或無盈利能力被關停，2015—2016年1.8 GW核電資源將被關閉。比利時電力系統未來面臨近13 GW的峰值負荷需求，電力容量充裕性受到挑戰。2)核電機組意外停機事件引起了系統運營商對老舊機組可靠性的擔憂。3)可再生能源發電份額逐年增加，電力系統靈活性的要求隨之提高，冬季問題尤為突出，而可再生發電的低電價導致傳統發電機組難以回收成本[44-45]。

比利時政府對戰略備用機制制定了較為明確的發展目標、權責分工及實施流程等，下面以比利時為例分析戰略備用機制。

2.3 設計細節——以比利時為例

2.3.1 市場成員及關系

戰略備用機制涉及的市場主體包括能源部門、監管機構、電網運營商、容量提供商(包含發電機組及需求響應)和電力用戶，如圖2所示。戰略備用的目標總量由能源局、電網運營商及監管機構共同協商確定，隨后電網運營商與容量提供商簽訂合約，同時負責合同容量的認證。簽約后，戰略備用的觸發由電網運營商決定，容量提供者按合約進行響應。最后，簽訂合約以及戰略備用觸發的成本由電網運營商分配給終端用戶[45]。

圖2 市場成員及其在戰略備用設計中的作用

2.3.2 年度采購流程

比利時戰略備用總量的確定流程及時間安排如圖3所示。圖中FPS(Federal Public Service)代表聯邦公共服務部，CREG(Commission for Electricity and Gas Regulation)指電力和燃氣管理委員會[46]。

圖3 戰略備用容量的確定流程

戰略備用容量經過多部門評估修正，最終由能源主管部門確定；隨后開展市場招標，系統運營商組織戰略備用資源投標報價；CREG及能源大臣對投標報價情況進行分析，為合同簽訂提供價格指導。

2.3.3 資源選擇

戰略備用容量分為兩類，分別是發電側戰略備用(strategic generation reserve，SGR)和需求側戰略備用(strategic demand reserve，SDR)，二者都應位于比利時境內，不允許跨境容量參與。比利時近年來戰略備用容量總量及分類情況如圖4所示。

圖4 比利時戰略備用容量總量

對于發電側戰略備用資源的選擇，系統運營商主要考察其經濟參數和技術參數，據此計算調度資源的平均成本。經濟參數包括備用成本和啟機成本等，技術參數包括燃料類型、耗量特性等[47]。

2.3.4 觸發機制及調度過程

比利時戰略備用機制只在11月1日至來年3月31日的冬季期間啟動，觸發機制包括經濟觸發和技術觸發[48]。

經濟觸發機制與日前市場的出清結果有關。如果日前出清價格達到3 000 歐元/(MW·h)的上限，系統運營商將調度戰略備用。調用價格設置為3 000 歐元/(MW·h)，最小程度避免市場扭曲，防止對其他國家產生溢出效應。

技術觸發機制基于系統運營商對電力供需的預測分析。如果系統運營商的日前需求預測結果高于發電量預測與可用增量投標之和，則檢測出存在結構性短缺，并將調度戰略備用機組。

戰略備用資源的調度過程如圖5所示。一旦監測到經濟或技術觸發，系統運營商需要結合容量缺額、網絡拓撲等因素選擇合適的戰略備用機組。考慮機組預熱啟動等過程，系統運營商應在觸發信號對應時間(記為實時Z)的前X小時發出調度命令以通知戰略備用機組。隨后，系統運營商核查實際需求并確認最終增發、減載量，通知相應機組進行必要準備工作以保證交付。

圖5 戰略備用觸發及調度過程

3 歐洲戰略備用機制對我國的啟示

3.1 雙碳目標下煤電容量機制的必要性

“雙碳”目標已成為國家戰略，中國將加快構建以新能源為主體的新型電力系統，推動電力系統的清潔、低碳、安全、高效發展[49]。與歐洲情況類似，新能源接入規模的快速增加將削弱系統充裕性，影響電力安全供應，而目前儲能安全等關鍵技術尚處在研發階段，具有很多不確定性，因此在未來很長一段時間之內我國仍然需要煤電機組確保電力系統安全穩定運行。

在我國現有機制下，煤電機組無法發揮充裕性價值并獲得相應回報。大部分地區因為沒有輔助服務政策的支持，煤電企業的調峰意愿也不強。在燃料價格上漲、新能源發展及市場化改革等多因素的共同作用下，近年來我國五大發電集團下屬多家火電廠接連虧損破產，發電企業所處的經營環境十分嚴峻[50]。在以淘汰落后產能為導向的政策加持下，部分地區甚至可能出現一刀切式的煤電被迫退役的情況。我國現役煤電機組平均服役時間為12年，遠低于歐美國家煤電退役機組服役時間，且現運行超過30年的機組不足1.1%，未來或將面臨嚴重的擱淺成本問題，將造成巨大的國有資產流失，伴生的社會經濟影響也將損害社會公共福利[51]。

煤電機組是新型電力系統中不可或缺的一部分，將由主力電源轉變為以提供系統靈活性和關鍵時刻提供電力支撐為主要作用的電源。為了推動其平穩轉型，亟需容量充裕性機制保障合理收益。

3.2 我國煤電容量機制建設現狀

國家發改委在2019年10月出臺的《關于深化燃煤發電上網電價形成機制改革的指導意見》中指出“對于燃煤機組利用小時嚴重偏低的省份，可建立容量補償機制，容量電價和電量電價通過市場化方式形成”。多地在深化燃煤發電上網電價形成機制相關文件中明確表示，將根據實際情況逐步探索建立容量補償機制。

為促進市場化機組固定成本的有效回收，保障電力系統長期容量的充裕性，山東省發展和改革委員會發布《關于電力現貨市場容量補償電價有關事項的通知(魯發改價格[2020]622號)》，自2020年6月1日起試行容量補償電價，以補償參與電力現貨市場的發電機組，用戶側的收取標準暫定為0.099 1元/(kW·h)[52]。2021年5月，南方(以廣東起步)電力現貨市場第5次結算試運行期間實施容量補償機制[53]，但只是進行模擬結算，容量補償費用暫定為0.03元/(kW·h)。山東和廣東容量補償機制處于試運行階段，補償價格標準由監管部門確定且差異較大，補償效果尚未進行事后評估。

當前，以廣東、山東為代表的第1批電力現貨市場試點已陸續完成了結算試運行，電力市場化建設取得階段性成就，各現貨試點密切關注發電容量充裕性問題，為進一步深化煤電機組容量機制奠定基礎。“雙碳”目標下，煤電機組容量機制的內涵和意義更為復雜，需充分挖掘存量煤電對于支撐可再生能源消納的價值，引導現役煤電機組的有序退役，保障電力系統安全穩定運行。

3.3 戰略備用機制適用性分析

由于不同國家的國情與需求有較大差異，各國實施的容量機制各不相同并在不斷改進完善。容量市場為激勵新機組投資和需求側響應的發展，主拍賣市場通常早于交付年3～5年，考慮到我國已明確將嚴控煤電項目及裝機規模，容量市場的實施可能存在不確定性及限制因素；稀缺定價機制通過長期且頻繁出現的尖峰電價吸引發電容量的投資，對市場力監測、風險管理等機制要求高，適用于成熟的電力市場；容量補償機制通過核定的支付幫助市場化機組回收固定成本，但準確核定每臺機組的容量費率較困難，同時運用了行政力量干預自由市場。

戰略備用機制可以利用現有機組保障電力系統充裕性，充分挖掘老舊及待退役機組的潛力，比較適合中國的國情，戰略備用機制具有以下3點優勢：

1)戰略備用機制易于實施，涉及的煤電機組范圍小且可控，不易出現路徑依賴問題。例如，隨著儲能、需求側響應等技術的成熟，容量充裕性機制可能不是永久性的，或者需要結合未來電力市場發展進行機制的改變，規模較小的戰略備用機制易于被取消。

2)戰略備用機制對于成熟電力市場的依賴程度較低，能適應不斷變化的市場條件，在開展及尚未開展電力現貨市場建設的地區都能實施。

3)由于我國靈活性資源的技術限制、輔助服務市場等機制的不成熟以及潛在的社會經濟影響，煤電機組大規模退役將帶來嚴重后果，亟需補償機制引導其為電力系統提供充裕性并有序退出，這正與戰略備用機制的作用對象及意義相契合。

2021年11月，國家發改委、國家能源局發布的《關于開展全國煤電機組改造升級的通知》指出，要加快對供電煤耗在300 g標準煤/(kW·h)以上的煤電機組的節能改造，逐步淘汰關停無法改造的機組，并視情況將具備條件的轉為應急備用電源。應急備用電源在常態下停機備用，應急狀態下啟動，頂峰運行后停機，與戰略備用機制的運行原理相似[54]。

4 我國煤電戰略備用機制設計初探

4.1 戰略備用容量的確定

在電力系統有功功率備用容量方面，GB/T 38969—2020《電力系統技術導則》進行了相關規定，其中負荷備用容量為最大發電負荷的2%～5%，事故備用容量為最大發電負荷的10%左右。隨著大規模新能源接入、電網運行控制技術發展以及電力市場化改革的不斷推進，根據最大發電負荷及比例設置備用容量的方法則顯得較為粗放，難以實現可靠性和經濟性統籌優化。

由于僅通過市場機制難以有效引導備用容量需求水平，國外對備用容量配置多采用模擬仿真和可靠性評估的分析方法[18]。電力監管部門或調度機構可通過蒙特卡洛模擬，計算失負荷概率、失負荷期望、電量不足期望值等電力系統可靠性指標并進行評估，隨后基于評估結果以行政規劃形式確定備用容量需求。部分歐洲國家采用失負荷期望這一可靠性標準，如法國、意大利、波蘭規定電力不足小時數為每年3 h，德國規定為每年5 h，愛爾蘭和立陶宛規定為每年8 h[20]。

根據2015年國際相關數據，戰略備用容量占國家峰值負荷的比例(以下簡稱“戰略備用占比”)與風電、光伏及生物質在電力生產中的占比(以下簡稱“可再生發電占比”)大致呈正相關[43]，如表2所示。

表2 戰略備用容量與峰值負荷及可再生發電占比的關系

比利時可再生發電占比最高約20%，戰略備用的比例設置在最高水平；波蘭可再生發電占比最低僅13%，戰略備用的比例最低。

我國“十四五”及中長期電力供需有以下特點：1)電力需求持續以較快速度增長，用電負荷呈現夏冬“雙高峰”特征；2)新能源裝機快速增長，但負荷高峰時期新能源難以對電力電量平衡做出貢獻；3)夏冬“雙高峰”均存在電力保供問題，西南等水電規模占比高的地區在冬季枯水期存在電量缺口[55]。

監管機構及電網運營商需要結合上述特點，提前預測夏冬“雙高峰”以及極端天氣下的最高負荷，進一步明確電力系統可靠性標準(如失負荷概率、失負荷期望等)并對容量需求進行測算，綜合研判戰略備用容量，同時探索區域容量備用共享[56]。而煤電規劃建設風險預警中電力充裕度指標為綠色且電力電量平衡偏緊地區，以及間歇性電源裝機占比大的地區等，更應提前部署戰略備用電源。

4.2 戰略備用機組的評估選擇

確定戰略備用容量總量后，相關機構組織機組進行申報。結合戰略備用機制的相關原則，本文主要考慮從技術要求、環保要求、經濟效益和社會效益4方面，對機組進行評估選擇。建立的戰略備用機組評估選擇框架如圖6所示。

圖6 戰略備用機組評估選擇框架示意圖

1)技術要求考察發電機組的可靠性及靈活性，目的是確保戰略備用機組能及時響應并準確執行調度指令。可靠性可選擇機組非計劃停運及降出力等指標，靈活性可選擇調峰深度、負荷響應速率等指標。

2)環保要求是指發電機組必須滿足國家嚴格的環保標準。可通過供電煤耗指標反映資源消耗情況，碳排放強度和廢棄物綜合利用率反映環境影響及可持續發展情況。

3)經濟效益衡量發電機組成本及經濟性，分固定成本和變動成本兩方面。固定成本部分主要考慮機組的折舊情況，變動成本部分通過運行成本和維護費用反映。

4)社會效益可衡量發電機組納入戰略備用機制后對社會的積極作用，例如提供就業崗位數量、供暖能力、節約裝機及輸電網建設等。

技術要求和環保要求是硬性約束，通常由監管機構進行指標選擇及標準值設置，申報機組必須滿足相應條件。經濟效益和社會效益作為輔助參考，以決定候選機組的優先次序，隨后相關機構結合戰略備用容量總量確定中標機組及容量。

4.3 戰略備用機制與電能量市場和輔助服務市場的銜接

自2015年新一輪電力市場化改革以來，電力現貨市場建設試點不斷推進，“中長期+現貨+輔助服務”的市場交易體系逐步建立，容量機制、金融輸電權、碳市場機制等也在研究探索中。為更好發揮煤電行業保障電力系統充裕性的作用，建議在市場設計過程中明確其容量屬性，區分發電量和發電容量，實現與電能量市場和輔助服務市場的有效銜接，最終形成以發電容量為標的的市場機制。

戰略備用調度過程主要包含4個步驟，即觸發、選擇并通知戰略備用機組、核查最終需求及調度執行，在開展和不開展現貨市場兩種交易體系下的時序關系如圖7所示，二者主要區別在于開展現貨市場時，可根據日前市場出清價格形成戰略備用經濟型觸發。觸發機制在第2節已詳細描述，緊急型和經濟型分別參照技術、經濟觸發。

圖7 戰略備用調度過程

戰略備用機組不參與電能量市場，僅在特定情境下根據電網運營商的要求出力。為減少對市場的扭曲，戰略備用調用價格應設置在較高水平，一般為邊際機組報價或市場價格上限。戰略備用機制可為特定機組提供較穩定的容量收入，但該機制不應成為確保發電資源利潤的工具。一方面，容量機制需引導傳統燃煤電廠有序退出，從嚴淘汰落后產能，激勵煤電機組靈活性改造；另一方面，為確保電價機制平穩過渡，應以不推動市場化用戶整體電價水平大幅上漲為前提，初期暫時實行容量成本費用欠補償。

容量機制和輔助服務市場的關系需要進一步厘清。容量機制關注的是較長時間尺度的系統充裕性問題，交易標的通常為月度、年度容量。戰略備用機制執行期限一般在夏冬“雙高峰”期間，通常為7月至9月、12月至來年2月，一方面是降低對電能量市場的影響，另一方面是限制燃煤機組的碳排放。而輔助服務市場更多關注短期的電力系統安全穩定問題，如調峰、調頻、調壓、備用等，多與電能量市場統一出清。長備用輔助服務一定程度上也能為系統提供充裕性，但當前我國電力市場中普遍缺失這一輔助服務種類。

5 結 語

歐盟在能源政策制定、電網規劃建設、電力市場改革等方面都有豐富的經驗，同時致力于推進能源電力低碳化發展，并通過立法設定了2050年實現“碳中和”的減排目標。為應對高比例可再生能源的挑戰，歐洲各國積極探索容量機制以保障電力系統充裕度。本文主要梳理了歐洲容量充裕性機制建設的背景及其發展歷程，詳細介紹了歐洲議會和歐盟理事會發布的2019/943法案中認可的戰略備用機制，分析了芬蘭、比利時和德國的機制設計與實施情況，希望對我國容量機制建設提供經驗參考。但是，歐洲電力需求趨于平穩、電力工業發展成熟，能源消費結構與我國也有一定差異。因此，我國在研究容量機制時既要借鑒經驗，又要充分考慮實際國情、省情。

在“雙碳”目標及構建以新能源為主體的新型電力系統的大背景下，煤電由主力發電電源轉型為調節性電源已成必然。在較短的緩沖時間內，如何保障轉型過程中能源供應的安全穩定，實現存量化石能源資產的有序退出，解決相應擱淺成本問題，是國家能源戰略的重點。本文提出的煤電戰略備用機制能夠充分挖掘老舊退役機組的潛力、保障電力系統充裕性，能適應變化的市場環境且不易出現制度路徑依賴問題，從中國國情出發具有較強的適用性。

本文分析了我國煤電戰略備用機制的關鍵問題。一是戰略備用容量的確定需要結合我國“十四五”及中長期電力供需特點，制定可靠性標準并進行仿真以規劃備用裕度。二是戰略備用機組的評估選擇需要綜合考慮技術要求、環保要求、經濟效益和社會效益。三是實現戰略備用機制與電能量市場、輔助服務市場的有效銜接，最終形成以發電容量為標的的市場機制。而關于戰略備用機制設計中具體可靠性標準制定、價格形成與分攤機制、新能源發電容量可信度影響、市場主體及相關機構的權責分工以及省內與省間市場協調機制等問題將是后續研究重難點。