基于收益估算法的电力市场补贴机制研究

黄宇鹏，陈柏柯，余涛，赵鹏飞，荆朝霞，容语霞

(1. 国网上海市电力公司，上海 200120；2. 华南理工大学 电力学院，广东 广州 510641)

自《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号文)出台以来，我国新一轮电力体制改革已历经6年有余。体制改革一方面旨在提高资源配置效率，另一方面则要实现社会福利公平分配。然而现货市场分时、分位置的电价给市场主体带来了价格波动的风险，导致部分机组出现了不同程度的亏损[1]，例如在市场化前基于原有管制合同完成投资建设的机组，市场化后的电价波动导致其无法回收全部投资成本，从而产生搁浅成本问题；以及因发电成本高无法维持营运，但是对保障系统安全至关重要的调节性机组的生存问题。仅依赖市场机制无法有效解决上述问题。

实际上，在竞争性电力市场中，为了促进公平分配，保证部分市场主体合理收益，维持其生存，保障电力供应安全，除市场机制外，政府补贴也发挥着重要的资源配置作用[2]。电力补贴主要通过政府的直接或间接支持来提供，补贴量与机组投资成本、可变成本、实际发电量、市场电价等密切相关。目前国内外相关研究集中于可再生能源或分布式能源的补贴设计[3-4]，对于体制转轨下的机组搁浅成本补贴方式主要是资产证券化[5]。资产证券化是一个极其复杂的过程，需要考虑资产估值、信用评级、产品设计和定价等因素，目前我国电力市场仍未具备发电资产证券化的条件。在我国电力市场具体实践中，常见的补贴机制包括度电补贴[6]、固定成本补贴[7]、政府授权差价合约[8]等。度电补贴操作简单，但容易使价格不反应真实边际成本，造成短期社会福利损失。固定成本补贴涉及财务核算，实操困难，也不利于激励电厂有效规划建设。政府授权差价合约通过强制给机组分配一定量价的中长期合约的方式被政府用来实现搁浅成本回收[9]、市场力控制[10-11]及可再生能源消纳[12-14]等政策性目标；但是合约执行需要依托分解算法将合约总量分解到各个现货交易时段，然后按照预先确定的分解曲线进行金融交割[15]，合约分解策略直接影响发电侧在各个交易时段的优先发电权分配结果和市场力水平[16]。

为我国制订具体可行的双轨制下发电机组补贴机制，可以借鉴国外电力市场的成熟经验。加拿大安大略省电力市场对热电联产机组采用收益估算法进行补贴，已投入实践超过9年。目前已有文献对收益估算法进行了研究[17]，该文着重分析了收益估算法与度电补贴机制下市场主体策略变化以及对资源配置效率的影响。与之不同的是，本文的主要创新点在于通过数学公式系统概括固定成本补贴、度电补贴、政府授权差价合约以及收益估算法4种补贴机制的基本原则和影响参数，揭示收益估算法机制下机组准许收益、估算收入、估算成本、估算发电小时等因素的核定原理，并在此基础上分析不同补贴机制对机组收入稳定性的影响，验证政府通过收益估算法解决市场化机组在不同负荷预测情景下面临的电量电价风险问题方面的优势，以期为我国电力市场双轨制下补贴机制的设计提出启示及思路。

1 补贴方式概述

电力市场发电侧的补贴原则可表示为

π=f(c1,c2,q,p).

(1)

式中：π为发电主体的补贴优惠额度；f为补贴函数；c1、c2为机组成本参数，分别代表市场主体的固定投资成本、可变成本；q、p为市场参数，分别代表市场主体的发电量、现货电价，其中发电量参数可采用机组实际发电量，事前分解量或事后估算量。不同补贴方式主要体现在不同的补贴产量。

1.1 固定成本补贴

固定成本补贴属于投资性补贴，考虑机组的搁浅成本给予一次性补偿。除了固定成本补偿外，机组还可通过参与电力市场获得收入，只有当收入大于可变成本，机组才能获得利润。若不对机组固定成本进行补贴，则机组的合理短期利润应等于固定投资成本[18]。在固定成本补贴机制下发电侧没有固定成本投资风险，能有效帮助企业实现正常利润。然而固定成本补贴需要政府事先确定电力资产的搁浅成本，计算搁浅成本的两种常用方法分别是：衡量发电资产现值与账面价值之差，或者对比持续监管下机组预期收益与市场环境下机组预期收益。如果对市场状态预估不准确，固定成本补贴容易产生对机组的过补或欠补。补贴公式为：

(2)

Rma=g(c2,qex,pex).

(3)

1.2 度电补贴

度电补贴属于生产性补贴，考虑机组的成本参数和市场参数，发电量参数采用机组的实际发电量。对机组每生产一单位的电能给予固定的补贴额度。机组发电量越大，获得补贴越多。补贴公式为：

(4)

(5)

在度电补贴机制下，高成本机组倾向于按其成本和补贴差报价参与市场，以增大现货出清电量。该机制容易影响资源配置效率，增加社会成本。

1.3 政府授权差价合约

政府授权差价合约考虑机组的成本参数和市场参数，发电量参数采用机组的事前分解量。政府授权差价合约是一种价格规制方式，对合约覆盖电量按规定合约电价进行结算，合约补贴金额受合约总电量及电量事前分解结果影响。合约总量及分解一般参考机组发电利用小时数及历史发电曲线，受供需形势及负荷预测情况影响，合约分解结果有可能偏离实际发电调度曲线，此时政府授权差价合约将难以发挥其市场力抑制或风险规避、成本补偿的作用。

πC=f(c1,c2,qc,p),

(6)

qc=l(C,hu,α).

(7)

式(6)、(7)中：πC为市场主体差价合约收入；qc为机组合约电量，根据机组装机容量C、发电利用小时数hu及合约覆盖比例α进行核定。

1.4 收益估算法

收益估算法机制考虑机组的成本参数和市场参数，不需要事前预估机组发电量，事后根据现货市场出清电价进行估算，相比于政府授权差价合约，其发电量参数的设置整体而言更为准确。收益估算法机制是一种收益规制，主要用于规制竞争性领域管制型资产的收益。采用多部制报价的方式，由各潜在供应商申报机组单位装机容量回报率、机组特性参数及相关成本参数，价低者中标后方可签订长期合约。

(8)

(9)

(10)

(11)

2 基于收益估算法的政府授权合约

加拿大安大略省于2003年始决定关闭所有燃煤机组以减少温室气体排放，为了保障电力供应，关闭的燃煤机组必须由燃气机组来取代。由于缺少有兴趣的投资商，安大略省于2004成立了能源局(Ontario power authority，OPA)，负责与潜在的燃气机组投资商签订长期供电合约，即清洁能源供应(clean energy supply，CES)合约。同时，为鼓励有效利用余热发电，安大略省也大力支持热电联产标准供应项目(combined heat and power standard offer program，CHPSOP)。当前加拿大安大略省已无燃煤机组，其中核电、气电、水电、风电、生物燃料发电和光电分别占比重为34%、28%、23%、13%、1%和1%，如图1所示(数据更新于2021年6月)。

图1 安大略省当前装机容量情况Fig.1 Ontario’s current installed capacity

OPA与燃气机组签订的合约为金融合约，机组收益与其实际发电量无关。合约期限一般为20年，以月为结算周期，采用收益估算法进行结算。合约售方通常都是通过招标方式确定，由供应商对单位装机容量准许收益进行报价，中标机组是所有参与开发商中报价最低的，发电公司必须中标才能签订合约投资建设电厂。中标的燃气机组投资商必须在合约中注明各自的合约容量、固定投资成本、热耗、可变运营和维护成本等细节，并在机组全生命周期内通过降低投资成本、降低热耗、降低燃料购置价格等方式进行盈利。CHPSOP合约则由潜在的投资方按标准合约签订。

基于收益估算法的政府授权合约的结算思路[19]是事后根据基于实时市场电价估算的能源市场收入(估算收入)和基于机组的可变能源成本估算的发电成本(估算成本)来计算净收入(估算短期利润)，估算的市场利润用于抵消每月的准许收益，不足抵消部分获得补贴收益，超过抵消部分需要上缴给政府，如图2所示。CHPSOP合同与CES合同结算结构类似，但CHPSOP合同由于热电联供机组的特性在细节上需要考虑更多因素，如季节性热率、热出力以及不可抗力因素等等。以下具体描述均为CES合同。

图2 收益估算法的基本思路Fig.2 Basic thought of revenue estimation method

由图2可见，收益估算法的结算关键在于准许收益的核算方法以及估算利润的计算方法，具体计算流程可分为4个步骤，如图3所示。

图3 收益估算法的计算步骤Fig.3 Calculation steps of revenue estimation method

2.1 步骤1：设定准许收益

基于收益估算法的政府授权合约的每月准许收益根据合约容量和收入水平计算得出，其次还根据容量的有效性对合约容量作一定的减少调整，其计算公式为

(12)

(13)

2.2 步骤2：计算估算成本

估算成本需要考虑机组的启停成本和燃料成本，结算月估算成本计算公式为

(14)

(15)

第h小时的能源成本

(16)

(17)

2.3 步骤3：计算估算短期利润

2.3.1 估算收入

估算收入在扣除停运情况下，由合同出力(为合约容量乘以时间，不是实际出力)乘以安大略省电力市场的统一出清价计算得出，结算月的估算收入

(18)

图4 估算发电小时计算方式Fig.4 Calculation method of estimated generation hours

2.3.2 估算短期利润

(19)

(20)

(21)

(22)

2.4 计算结算收益

每月的合同结算公式如下：

(23)

(24)

(25)

3 算例分析

3.1 模型介绍

假设某地区有6台发电机组，总装机容量为 2 150 MW，其中有3台为燃气机组，装机容量为600 MW，占总装机容量的27.9%，其余3台为燃煤机组，装机容量为1 550 MW，占总装机容量的72.1%。具体参数见表1。机组4为补贴主体机组，标杆电价为630 元/MWh，政府可选择固定成本补贴、度电补贴、政府授权差价合约、收益估算法中的一种方式对其进行发电补贴。为简化计算，不考虑网络约束，全网出清电价相同，并假设机组报价反映其真实成本。

表1 发电机组的基本参数Tab.1 Basic parameters of generators

算例设置5种不同负荷情景，供需比分别为1.0、1.1、1.2、1.3、1.4，见表2，并以情景3作为参考场景设置不同补贴方式的相关参数。不同情景下市场电价和机组4优化出力分别如图5和图6所示。

3.2 不同补贴方式下机组收益分析

3.2.1 固定成本补贴下收益分析

在政府监管下机组发电计划按节能发电调度原则确定，然后按照政府核定的标杆上网电价进行收益结算。假设持续监管下机组日发电计划总电量与参考情景下一致，为1 717 MWh，则机组在监管模式下的收益为51 510元。根据式(2)，固定补贴额为持续监管下机组预期收益与市场环境下机组预期收益之间的差值。分别取不同情景为预期情景，此时机组4的市场收益和固定成本补贴见表3。计算不同情景下机组实际收益情况，如图7所示。

表2 不同供需比下的典型日最高负荷Tab.2 Typical daily maximum load under different supply-demand ratios

图5 不同情景下市场电价Fig.5 Market prices in different scenarios

图6 不同情景下机组4出力曲线Fig.6 Generating curves of unit 4 in different scenarios

表3 不同负荷预测情景下机组4固定成本补贴额度Tab.3 Fixed cost subsidy amount for unit 4 in different load forecast scenarios 元

图7 固定成本补贴下机组4实际收益变化Fig.7 Changes in the revenue of unit 4 under the fixed cost subsidies

由图7可见，机组总收益包括市场收益和固定成本补贴收益两部分，在补贴金额一定的情况下，机组总收益由市场收益决定，市场收益与市场供需情况相关。当供应紧张时，机组整体收益较大，相反，当供应充裕时，机组整体收益较低。另外，固定成本补贴金额的核定与市场预期相关，市场预期不准确容易导致对机组的过补或欠补：在补贴1模式下，预测市场供应偏紧，此时固定成本补贴为0，当实际供应充裕时，机组收益过低，无法保证机组合理利润；在补贴5模式下，预测市场供应充裕，此时固定成本补贴为51 510元，当实际供应偏紧时，机组整体收益偏高。

3.2.2 度电补贴下收益分析

以570元/MWh作为补贴基准价，则机组4的单位补贴额为30元/MWh，补贴总额与单位补贴额以及机组实际发电量相关，计算不同情景下机组实际收益情况，见表4。

表4 度电补贴机制下机组4收益变化Tab.4 Changes in the revenue of unit 4 under the kWh subsidy mechanism

由表4可见，机组补贴收益与其现货电量正相关。在系统边际电价与补贴机组成本差较小时，若机组按成本报价，补贴收益甚至会超过机组市场收益。为增大自身收益，补贴机组倾向于按其成本和补贴差报价参与市场。以情景5为例，分析机组降低报价对市场出清结果的影响，如图8所示，其中电价1和发电量1分别为机组4按成本报价下的市场出清价和出清量，电价2和发电量2分别为机组4在成本扣除补贴基础上报价的市场出清价和出清量。

图8 度电补贴机制下机组报价对电价和出清电量影响Fig.8 Influence of unit quotation on spot price and clearing quantity under the kWh subsidy mechanism

由图8可见，机组降低报价虽能有效降低市场出清电价，但同时也会导致高成本机组发电量增多，从而影响资源配置效率。本算例下机组降低报价参与市场后其总收益由32 550元增加至60 000元，社会总发电成本由708.95万元增加至925.83万元。

一是设立贷款损失拨备机制将能抑制金融机构运行的风险率。在金融运行中，金融机构能有充足的贷款损失拨备，就既能解决金融监管中顺周期性带来的预期损失，又能解决金融监管中顺周期性带来的非预期损失。科学的贷款损失拨备机制能平稳经济上涨和经济衰退时金融机构对资金的需求。

3.2.3 政府授权差价合约下收益分析

研究不同负荷预测准确度下政府授权差价合约补偿额度变化。以情景3作为负荷预测情景，见表5，图中：符号“-”表示预测负荷与实际负荷的负偏差程度，符号“+”表示预测负荷与实际负荷的正偏差程度。为体现一般性，保持机组报价不变，取机组标杆电价为合约电价，改变差价合约电量分解方式，不同情景下不同合约分解方式对机组总利润影响如图9所示。

表5 不同情景负荷预测偏差程度Tab.5 Deviation degree of load forecasting in different scenarios

由图9可见，在不同合约分解方式及负荷预测场景下机组总收益呈现明显变化。其中，按照平均和典型负荷曲线原则对合约电量进行分解主要起补贴高成本机组的作用，按照顶峰和典型发电曲线原则对合约电量进行分解可以回收高成本机组的过高收益。在差价合约机制下，补贴金额不可控，变化程度与实际需求偏离预测负荷程度相关，特别地，当实际负荷小于预测负荷时，补偿金额大幅升高，导致机组4总收入增多。这是因为差价合约旨在对机组容量成本及可变成本进行补偿，合约收益受市场出清价、合约电量及合约电价多因素的影响，合约量价的确定基于核定的机组发电利用小时数。随着负荷预测出现偏差，机组实际利用小时数偏离核定值，见表5，此时容易造成对机组4未发电量的过度补偿，从而造成消费者盈余的损失。

图9 不同合约分解方式和不同情景下机组4收益变化Fig.9 Changes in the revenue of unit 4 under different contract decomposition methods and different scenarios

3.2.4 收益估算法补贴下收益分析

收益估算法机制下机组补贴收益与其准许收益、估算收入和估算成本相关。设补贴机组合约容量为200 MW，收入水平为258元/(MWd)，核定的机组可变能源成本为600元/MWh，则机组准许收益为51 600元/d。假设机组4按成本报价，不同负荷情景下机组的市场收入、估算利润、补贴收益、准许收益和总收益变化如图10所示。

图10 收益估算法下机组4收益变化Fig.10 Changes in revenue of unit 4 under the revenue estimation method

由图10可见，机组的准许收益与市场出清量价无关，只与合约收入水平及合约容量有关，因此准许收益一直保持不变。估算收入与机组4的合约容量及现货出清价有关，估算成本与机组4的合约容量、发电成本及估算发电状态有关。情景1下供应偏紧，机组4发电量增多，市场收入增大，但因为市场电价较高，机组估算发电小时多，估算利润较高，经收益估算法回收部分利润，机组最终收益等于其准许收益。与情景1相比，情景2—5下供应充裕，机组4因发电成本高，不具备竞争优势，市场收益较低，市场电价远小于其核定可变能源成本，估算发电小时数少，估算利润小于机组准许收益，经收益估算法补贴后，机组最终收益等于其准许收益。

3.2.5 不同补贴方式下机组收益分析

对不同补贴方式下不同负荷情景机组总收益进行汇总，见表6。其中情景3为负荷预测情景，不同补贴方式均基于情景3的负荷曲线制定补贴额度。

表6 不同补贴机制下机组4收益变化Tab.6 Changes in the revenue of unit 4 under different subsidy mechanisms 万元

图11 不同补贴机制下机组4收益对比Fig.11 Comparisons of the revenue of unit 4 under different subsidy mechanisms

通过对比分析可知，收益估算法补贴机制下机组总收益最为稳定，通过事后估算的方式不仅能减少补贴机制对市场主体策略的影响，还可以使得机组的最终收益等于核定准许收益。其次是固定成本补贴机制，在机组补贴金额固定的前提下，其总收益主要由市场收入决定，若对市场状态评估不准确，容易产生过补或欠补现象。度电补贴机制下补贴额与机组实际发电量相关，在供应充裕时机组发电量减少，补贴机制无法补偿机组的基本收益。政府授权差价合约能够起到抑制发电侧市场力和补贴高成本机组的双重目的，但是若合约覆盖比例及电量事前分解方式不正确，容易导致对机组未发电量的过度补偿。

4 对中国电力市场建设补贴机制设计的启示

市场建设需要兼顾效率及公平2个目标，即使进行了市场化改革，政府在市场环境下依然要发挥一定的作用，进行一定的资产管制与政策调控，对部分生存能力差的机组进行成本补偿。但是，市场环境下政府配置资源的方式不能采用计划体制下直接定价、直接补贴的方式，因为其会对资源配置起到不利影响，降低市场效率。

在我国电力市场建设进程中，不同市场采取了不同的补贴方式，如广东市场针对燃气机组的度电补贴机制、云南市场针对火电机组的调节价格补贴和长期备用补偿机制、浙江市场的政府授权合约机制。部分市场还设置了容量补偿机制，由政府根据预测评估，制定统一的容量价格，按照机组有效装机容量进行容量付费，如广东电力现货市场2021年结算试运行实施方案规定[20]：按0.03元/kWh对售电公司收取容量电费，再根据机组当月实际有效容量对各机组进行容量补偿。在该机制下，容量补偿标准和各发电机组可补偿容量计算均由监管部门决定，难以有效反映机组容量价值[21]。

根据科斯产权定理，在交易成本很小的情况下，只要初始产权界定清晰就能实现资源的最优配置。具体到电力市场，可以通过签订政府授权差价合约的方式实现优先发电权分配[22-23]。政府授权差价合约设计参数包括合约总量、合约分解、合约电价等方面[24]。计划体制下，电能按照综合成本定价，由政府基于零售价格指数等因素逐年指导。市场化后，为避免各主体利益变化过大，建议基于不同机组的标杆电价核定合约电量和合约电价，如式(26)、(27)所示：

(26)

(27)

随着发用电计划的逐步放开，不同类型机组的市场电量逐渐增多，为了实现对不同类型机组的精准补贴，防止供需变化和电价波动对机组收益的影响，政府补贴方式建议逐步由政府授权差价合约过渡至收益估算法。机制设计的关键在于准许收益、估算收益等参数的设置。

a)准许收益。前期政府可基于成本加成的原则，根据国家相关补贴政策、核定的机组年发电利用小时数、固定投资成本等因素确定不同机组的月固定成本，然后根据政府设定的最大和最小准许收益率确定机组的最大、最小准许收益，即

(28)

后期建议基于多部制报价的方式，以容量采购成本最小化为目标函数，即

(29)

式中：αi、φi分别为机组i的容量价格、性能价格；ci为属于{0,1}的变量。考虑机组出力、线路潮流等约束条件，结合负荷预测曲线进行合约出清，中标机组保证全成本回收，参与市场后，另外回收空载成本、启停成本、微增成本等。

b)估算收益。事后基于市场出清价、燃料价格和合约约定数据等进行机组收益估算。机制引入初期可选择以下2种方式之一进行收益计算：①按照机组实际收入计算，考虑机组的实际管制型合约收入、市场化中长期合约收入、现货市场增量交易收入、阻塞费、实际发电量、测算成本计算机组的估算收益；②根据市场出清价和发电成本估算机组发电小时，当市场出清价大于机组可变成本时，机组默认处于发电状态，对于机组估算收入和总估算可变成本，按照估算发电量计算。后期可基于机组在合约拍卖阶段申报的成本参数进行事后交易复盘，以各机组作为价格接受者优化其市场策略，在考虑调节效益基础上核定各机组估算收益。

5 结束语

目前我国仍处于电力市场建设的初级阶段，在配套容量市场、辅助服务市场机制不完善的情况下，不同类型机组容量效益和调节效益无法完全体现，有必要对发电侧部分机组进行补贴。补贴机制的设计需考虑机组在机制下的决策行为及成本回收情况，不应影响市场效率的提升。本文首先对比了我国现行补贴方式，概述其优缺点，指出不同补贴的本质异同在于补贴量的设定方式，认为事后基于实际出清电价方式估算补贴量更为精准；然后在介绍加拿大安大略省基于收益估算法的补贴方式的基础上，以算例验证不同机制在补贴发电侧成本方面的效用；最后从市场建设效率和公平的目标角度出发，基于我国市场建设现状，提出我国电力市场补贴机制设计的思路。