黃宇鵬，陳柏柯，余濤，趙鵬飛，荊朝霞，容語霞

(1. 國網(wǎng)上海市電力公司，上海 200120；2. 華南理工大學 電力學院，廣東 廣州 510641)

自《關(guān)于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發(fā)〔2015〕9號文)出臺以來，我國新一輪電力體制改革已歷經(jīng)6年有余。體制改革一方面旨在提高資源配置效率，另一方面則要實現(xiàn)社會福利公平分配。然而現(xiàn)貨市場分時、分位置的電價給市場主體帶來了價格波動的風險，導致部分機組出現(xiàn)了不同程度的虧損[1]，例如在市場化前基于原有管制合同完成投資建設(shè)的機組，市場化后的電價波動導致其無法回收全部投資成本，從而產(chǎn)生擱淺成本問題；以及因發(fā)電成本高無法維持營運，但是對保障系統(tǒng)安全至關(guān)重要的調(diào)節(jié)性機組的生存問題。僅依賴市場機制無法有效解決上述問題。

實際上，在競爭性電力市場中，為了促進公平分配，保證部分市場主體合理收益，維持其生存，保障電力供應(yīng)安全，除市場機制外，政府補貼也發(fā)揮著重要的資源配置作用[2]。電力補貼主要通過政府的直接或間接支持來提供，補貼量與機組投資成本、可變成本、實際發(fā)電量、市場電價等密切相關(guān)。目前國內(nèi)外相關(guān)研究集中于可再生能源或分布式能源的補貼設(shè)計[3-4]，對于體制轉(zhuǎn)軌下的機組擱淺成本補貼方式主要是資產(chǎn)證券化[5]。資產(chǎn)證券化是一個極其復雜的過程，需要考慮資產(chǎn)估值、信用評級、產(chǎn)品設(shè)計和定價等因素，目前我國電力市場仍未具備發(fā)電資產(chǎn)證券化的條件。在我國電力市場具體實踐中，常見的補貼機制包括度電補貼[6]、固定成本補貼[7]、政府授權(quán)差價合約[8]等。度電補貼操作簡單，但容易使價格不反應(yīng)真實邊際成本，造成短期社會福利損失。固定成本補貼涉及財務(wù)核算，實操困難，也不利于激勵電廠有效規(guī)劃建設(shè)。政府授權(quán)差價合約通過強制給機組分配一定量價的中長期合約的方式被政府用來實現(xiàn)擱淺成本回收[9]、市場力控制[10-11]及可再生能源消納[12-14]等政策性目標；但是合約執(zhí)行需要依托分解算法將合約總量分解到各個現(xiàn)貨交易時段，然后按照預先確定的分解曲線進行金融交割[15]，合約分解策略直接影響發(fā)電側(cè)在各個交易時段的優(yōu)先發(fā)電權(quán)分配結(jié)果和市場力水平[16]。

為我國制訂具體可行的雙軌制下發(fā)電機組補貼機制，可以借鑒國外電力市場的成熟經(jīng)驗。加拿大安大略省電力市場對熱電聯(lián)產(chǎn)機組采用收益估算法進行補貼，已投入實踐超過9年。目前已有文獻對收益估算法進行了研究[17]，該文著重分析了收益估算法與度電補貼機制下市場主體策略變化以及對資源配置效率的影響。與之不同的是，本文的主要創(chuàng)新點在于通過數(shù)學公式系統(tǒng)概括固定成本補貼、度電補貼、政府授權(quán)差價合約以及收益估算法4種補貼機制的基本原則和影響參數(shù)，揭示收益估算法機制下機組準許收益、估算收入、估算成本、估算發(fā)電小時等因素的核定原理，并在此基礎(chǔ)上分析不同補貼機制對機組收入穩(wěn)定性的影響，驗證政府通過收益估算法解決市場化機組在不同負荷預測情景下面臨的電量電價風險問題方面的優(yōu)勢，以期為我國電力市場雙軌制下補貼機制的設(shè)計提出啟示及思路。

1 補貼方式概述

電力市場發(fā)電側(cè)的補貼原則可表示為

π=f(c1,c2,q,p).

(1)

式中：π為發(fā)電主體的補貼優(yōu)惠額度；f為補貼函數(shù)；c1、c2為機組成本參數(shù)，分別代表市場主體的固定投資成本、可變成本；q、p為市場參數(shù)，分別代表市場主體的發(fā)電量、現(xiàn)貨電價，其中發(fā)電量參數(shù)可采用機組實際發(fā)電量，事前分解量或事后估算量。不同補貼方式主要體現(xiàn)在不同的補貼產(chǎn)量。

1.1 固定成本補貼

固定成本補貼屬于投資性補貼，考慮機組的擱淺成本給予一次性補償。除了固定成本補償外，機組還可通過參與電力市場獲得收入，只有當收入大于可變成本，機組才能獲得利潤。若不對機組固定成本進行補貼，則機組的合理短期利潤應(yīng)等于固定投資成本[18]。在固定成本補貼機制下發(fā)電側(cè)沒有固定成本投資風險，能有效幫助企業(yè)實現(xiàn)正常利潤。然而固定成本補貼需要政府事先確定電力資產(chǎn)的擱淺成本，計算擱淺成本的兩種常用方法分別是：衡量發(fā)電資產(chǎn)現(xiàn)值與賬面價值之差，或者對比持續(xù)監(jiān)管下機組預期收益與市場環(huán)境下機組預期收益。如果對市場狀態(tài)預估不準確，固定成本補貼容易產(chǎn)生對機組的過補或欠補。補貼公式為：

(2)

Rma=g(c2,qex,pex).

(3)

1.2 度電補貼

度電補貼屬于生產(chǎn)性補貼，考慮機組的成本參數(shù)和市場參數(shù)，發(fā)電量參數(shù)采用機組的實際發(fā)電量。對機組每生產(chǎn)一單位的電能給予固定的補貼額度。機組發(fā)電量越大，獲得補貼越多。補貼公式為：

(4)

(5)

在度電補貼機制下，高成本機組傾向于按其成本和補貼差報價參與市場，以增大現(xiàn)貨出清電量。該機制容易影響資源配置效率，增加社會成本。

1.3 政府授權(quán)差價合約

政府授權(quán)差價合約考慮機組的成本參數(shù)和市場參數(shù)，發(fā)電量參數(shù)采用機組的事前分解量。政府授權(quán)差價合約是一種價格規(guī)制方式，對合約覆蓋電量按規(guī)定合約電價進行結(jié)算，合約補貼金額受合約總電量及電量事前分解結(jié)果影響。合約總量及分解一般參考機組發(fā)電利用小時數(shù)及歷史發(fā)電曲線，受供需形勢及負荷預測情況影響，合約分解結(jié)果有可能偏離實際發(fā)電調(diào)度曲線，此時政府授權(quán)差價合約將難以發(fā)揮其市場力抑制或風險規(guī)避、成本補償?shù)淖饔谩?/p>

πC=f(c1,c2,qc,p),

(6)

qc=l(C,hu,α).

(7)

式(6)、(7)中：πC為市場主體差價合約收入；qc為機組合約電量，根據(jù)機組裝機容量C、發(fā)電利用小時數(shù)hu及合約覆蓋比例α進行核定。

1.4 收益估算法

收益估算法機制考慮機組的成本參數(shù)和市場參數(shù)，不需要事前預估機組發(fā)電量，事后根據(jù)現(xiàn)貨市場出清電價進行估算，相比于政府授權(quán)差價合約，其發(fā)電量參數(shù)的設(shè)置整體而言更為準確。收益估算法機制是一種收益規(guī)制，主要用于規(guī)制競爭性領(lǐng)域管制型資產(chǎn)的收益。采用多部制報價的方式，由各潛在供應(yīng)商申報機組單位裝機容量回報率、機組特性參數(shù)及相關(guān)成本參數(shù)，價低者中標后方可簽訂長期合約。

(8)

(9)

(10)

(11)

2 基于收益估算法的政府授權(quán)合約

加拿大安大略省于2003年始決定關(guān)閉所有燃煤機組以減少溫室氣體排放，為了保障電力供應(yīng)，關(guān)閉的燃煤機組必須由燃氣機組來取代。由于缺少有興趣的投資商，安大略省于2004成立了能源局(Ontario power authority，OPA)，負責與潛在的燃氣機組投資商簽訂長期供電合約，即清潔能源供應(yīng)(clean energy supply，CES)合約。同時，為鼓勵有效利用余熱發(fā)電，安大略省也大力支持熱電聯(lián)產(chǎn)標準供應(yīng)項目(combined heat and power standard offer program，CHPSOP)。當前加拿大安大略省已無燃煤機組，其中核電、氣電、水電、風電、生物燃料發(fā)電和光電分別占比重為34%、28%、23%、13%、1%和1%，如圖1所示(數(shù)據(jù)更新于2021年6月)。

圖1 安大略省當前裝機容量情況Fig.1 Ontario’s current installed capacity

OPA與燃氣機組簽訂的合約為金融合約，機組收益與其實際發(fā)電量無關(guān)。合約期限一般為20年，以月為結(jié)算周期，采用收益估算法進行結(jié)算。合約售方通常都是通過招標方式確定，由供應(yīng)商對單位裝機容量準許收益進行報價，中標機組是所有參與開發(fā)商中報價最低的，發(fā)電公司必須中標才能簽訂合約投資建設(shè)電廠。中標的燃氣機組投資商必須在合約中注明各自的合約容量、固定投資成本、熱耗、可變運營和維護成本等細節(jié)，并在機組全生命周期內(nèi)通過降低投資成本、降低熱耗、降低燃料購置價格等方式進行盈利。CHPSOP合約則由潛在的投資方按標準合約簽訂。

基于收益估算法的政府授權(quán)合約的結(jié)算思路[19]是事后根據(jù)基于實時市場電價估算的能源市場收入(估算收入)和基于機組的可變能源成本估算的發(fā)電成本(估算成本)來計算凈收入(估算短期利潤)，估算的市場利潤用于抵消每月的準許收益，不足抵消部分獲得補貼收益，超過抵消部分需要上繳給政府，如圖2所示。CHPSOP合同與CES合同結(jié)算結(jié)構(gòu)類似，但CHPSOP合同由于熱電聯(lián)供機組的特性在細節(jié)上需要考慮更多因素，如季節(jié)性熱率、熱出力以及不可抗力因素等等。以下具體描述均為CES合同。

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

由圖2可見，收益估算法的結(jié)算關(guān)鍵在于準許收益的核算方法以及估算利潤的計算方法，具體計算流程可分為4個步驟，如圖3所示。

圖3 收益估算法的計算步驟Fig.3 Calculation steps of revenue estimation method

2.1 步驟1：設(shè)定準許收益

基于收益估算法的政府授權(quán)合約的每月準許收益根據(jù)合約容量和收入水平計算得出，其次還根據(jù)容量的有效性對合約容量作一定的減少調(diào)整，其計算公式為

(12)

(13)

2.2 步驟2：計算估算成本

估算成本需要考慮機組的啟停成本和燃料成本，結(jié)算月估算成本計算公式為

(14)

(15)

第h小時的能源成本

(16)

(17)

2.3 步驟3：計算估算短期利潤

2.3.1 估算收入

估算收入在扣除停運情況下，由合同出力(為合約容量乘以時間，不是實際出力)乘以安大略省電力市場的統(tǒng)一出清價計算得出，結(jié)算月的估算收入

(18)

圖4 估算發(fā)電小時計算方式Fig.4 Calculation method of estimated generation hours

2.3.2 估算短期利潤

(19)

(20)

(21)

(22)

2.4 計算結(jié)算收益

每月的合同結(jié)算公式如下：

(23)

(24)

(25)

3 算例分析

3.1 模型介紹

假設(shè)某地區(qū)有6臺發(fā)電機組，總裝機容量為 2 150 MW，其中有3臺為燃氣機組，裝機容量為600 MW，占總裝機容量的27.9%，其余3臺為燃煤機組，裝機容量為1 550 MW，占總裝機容量的72.1%。具體參數(shù)見表1。機組4為補貼主體機組，標桿電價為630 元/MWh，政府可選擇固定成本補貼、度電補貼、政府授權(quán)差價合約、收益估算法中的一種方式對其進行發(fā)電補貼。為簡化計算，不考慮網(wǎng)絡(luò)約束，全網(wǎng)出清電價相同，并假設(shè)機組報價反映其真實成本。

表1 發(fā)電機組的基本參數(shù)Tab.1 Basic parameters of generators

算例設(shè)置5種不同負荷情景，供需比分別為1.0、1.1、1.2、1.3、1.4，見表2，并以情景3作為參考場景設(shè)置不同補貼方式的相關(guān)參數(shù)。不同情景下市場電價和機組4優(yōu)化出力分別如圖5和圖6所示。

3.2 不同補貼方式下機組收益分析

3.2.1 固定成本補貼下收益分析

在政府監(jiān)管下機組發(fā)電計劃按節(jié)能發(fā)電調(diào)度原則確定，然后按照政府核定的標桿上網(wǎng)電價進行收益結(jié)算。假設(shè)持續(xù)監(jiān)管下機組日發(fā)電計劃總電量與參考情景下一致，為1 717 MWh，則機組在監(jiān)管模式下的收益為51 510元。根據(jù)式(2)，固定補貼額為持續(xù)監(jiān)管下機組預期收益與市場環(huán)境下機組預期收益之間的差值。分別取不同情景為預期情景，此時機組4的市場收益和固定成本補貼見表3。計算不同情景下機組實際收益情況，如圖7所示。

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

圖5 不同情景下市場電價Fig.5 Market prices in different scenarios

圖6 不同情景下機組4出力曲線Fig.6 Generating curves of unit 4 in different scenarios

表3 不同負荷預測情景下機組4固定成本補貼額度Tab.3 Fixed cost subsidy amount for unit 4 in different load forecast scenarios 元

圖7 固定成本補貼下機組4實際收益變化Fig.7 Changes in the revenue of unit 4 under the fixed cost subsidies

由圖7可見，機組總收益包括市場收益和固定成本補貼收益兩部分，在補貼金額一定的情況下，機組總收益由市場收益決定，市場收益與市場供需情況相關(guān)。當供應(yīng)緊張時，機組整體收益較大，相反，當供應(yīng)充裕時，機組整體收益較低。另外，固定成本補貼金額的核定與市場預期相關(guān)，市場預期不準確容易導致對機組的過補或欠補：在補貼1模式下，預測市場供應(yīng)偏緊，此時固定成本補貼為0，當實際供應(yīng)充裕時，機組收益過低，無法保證機組合理利潤；在補貼5模式下，預測市場供應(yīng)充裕，此時固定成本補貼為51 510元，當實際供應(yīng)偏緊時，機組整體收益偏高。

3.2.2 度電補貼下收益分析

以570元/MWh作為補貼基準價，則機組4的單位補貼額為30元/MWh，補貼總額與單位補貼額以及機組實際發(fā)電量相關(guān)，計算不同情景下機組實際收益情況，見表4。

表4 度電補貼機制下機組4收益變化Tab.4 Changes in the revenue of unit 4 under the kWh subsidy mechanism

由表4可見，機組補貼收益與其現(xiàn)貨電量正相關(guān)。在系統(tǒng)邊際電價與補貼機組成本差較小時，若機組按成本報價，補貼收益甚至會超過機組市場收益。為增大自身收益，補貼機組傾向于按其成本和補貼差報價參與市場。以情景5為例，分析機組降低報價對市場出清結(jié)果的影響，如圖8所示，其中電價1和發(fā)電量1分別為機組4按成本報價下的市場出清價和出清量，電價2和發(fā)電量2分別為機組4在成本扣除補貼基礎(chǔ)上報價的市場出清價和出清量。

圖8 度電補貼機制下機組報價對電價和出清電量影響Fig.8 Influence of unit quotation on spot price and clearing quantity under the kWh subsidy mechanism

由圖8可見，機組降低報價雖能有效降低市場出清電價，但同時也會導致高成本機組發(fā)電量增多，從而影響資源配置效率。本算例下機組降低報價參與市場后其總收益由32 550元增加至60 000元，社會總發(fā)電成本由708.95萬元增加至925.83萬元。

一是設(shè)立貸款損失撥備機制將能抑制金融機構(gòu)運行的風險率。在金融運行中，金融機構(gòu)能有充足的貸款損失撥備，就既能解決金融監(jiān)管中順周期性帶來的預期損失，又能解決金融監(jiān)管中順周期性帶來的非預期損失。科學的貸款損失撥備機制能平穩(wěn)經(jīng)濟上漲和經(jīng)濟衰退時金融機構(gòu)對資金的需求。

3.2.3 政府授權(quán)差價合約下收益分析

研究不同負荷預測準確度下政府授權(quán)差價合約補償額度變化。以情景3作為負荷預測情景，見表5，圖中：符號“-”表示預測負荷與實際負荷的負偏差程度，符號“+”表示預測負荷與實際負荷的正偏差程度。為體現(xiàn)一般性，保持機組報價不變，取機組標桿電價為合約電價，改變差價合約電量分解方式，不同情景下不同合約分解方式對機組總利潤影響如圖9所示。

表5 不同情景負荷預測偏差程度Tab.5 Deviation degree of load forecasting in different scenarios

由圖9可見，在不同合約分解方式及負荷預測場景下機組總收益呈現(xiàn)明顯變化。其中，按照平均和典型負荷曲線原則對合約電量進行分解主要起補貼高成本機組的作用，按照頂峰和典型發(fā)電曲線原則對合約電量進行分解可以回收高成本機組的過高收益。在差價合約機制下，補貼金額不可控，變化程度與實際需求偏離預測負荷程度相關(guān)，特別地，當實際負荷小于預測負荷時，補償金額大幅升高，導致機組4總收入增多。這是因為差價合約旨在對機組容量成本及可變成本進行補償，合約收益受市場出清價、合約電量及合約電價多因素的影響，合約量價的確定基于核定的機組發(fā)電利用小時數(shù)。隨著負荷預測出現(xiàn)偏差，機組實際利用小時數(shù)偏離核定值，見表5，此時容易造成對機組4未發(fā)電量的過度補償，從而造成消費者盈余的損失。

圖9 不同合約分解方式和不同情景下機組4收益變化Fig.9 Changes in the revenue of unit 4 under different contract decomposition methods and different scenarios

3.2.4 收益估算法補貼下收益分析

收益估算法機制下機組補貼收益與其準許收益、估算收入和估算成本相關(guān)。設(shè)補貼機組合約容量為200 MW，收入水平為258元/(MWd)，核定的機組可變能源成本為600元/MWh，則機組準許收益為51 600元/d。假設(shè)機組4按成本報價，不同負荷情景下機組的市場收入、估算利潤、補貼收益、準許收益和總收益變化如圖10所示。

圖10 收益估算法下機組4收益變化Fig.10 Changes in revenue of unit 4 under the revenue estimation method

由圖10可見，機組的準許收益與市場出清量價無關(guān)，只與合約收入水平及合約容量有關(guān)，因此準許收益一直保持不變。估算收入與機組4的合約容量及現(xiàn)貨出清價有關(guān)，估算成本與機組4的合約容量、發(fā)電成本及估算發(fā)電狀態(tài)有關(guān)。情景1下供應(yīng)偏緊，機組4發(fā)電量增多，市場收入增大，但因為市場電價較高，機組估算發(fā)電小時多，估算利潤較高，經(jīng)收益估算法回收部分利潤，機組最終收益等于其準許收益。與情景1相比，情景2—5下供應(yīng)充裕，機組4因發(fā)電成本高，不具備競爭優(yōu)勢，市場收益較低，市場電價遠小于其核定可變能源成本，估算發(fā)電小時數(shù)少，估算利潤小于機組準許收益，經(jīng)收益估算法補貼后，機組最終收益等于其準許收益。

3.2.5 不同補貼方式下機組收益分析

對不同補貼方式下不同負荷情景機組總收益進行匯總，見表6。其中情景3為負荷預測情景，不同補貼方式均基于情景3的負荷曲線制定補貼額度。

表6 不同補貼機制下機組4收益變化Tab.6 Changes in the revenue of unit 4 under different subsidy mechanisms 萬元

圖11 不同補貼機制下機組4收益對比Fig.11 Comparisons of the revenue of unit 4 under different subsidy mechanisms

通過對比分析可知，收益估算法補貼機制下機組總收益最為穩(wěn)定，通過事后估算的方式不僅能減少補貼機制對市場主體策略的影響，還可以使得機組的最終收益等于核定準許收益。其次是固定成本補貼機制，在機組補貼金額固定的前提下，其總收益主要由市場收入決定，若對市場狀態(tài)評估不準確，容易產(chǎn)生過補或欠補現(xiàn)象。度電補貼機制下補貼額與機組實際發(fā)電量相關(guān)，在供應(yīng)充裕時機組發(fā)電量減少，補貼機制無法補償機組的基本收益。政府授權(quán)差價合約能夠起到抑制發(fā)電側(cè)市場力和補貼高成本機組的雙重目的，但是若合約覆蓋比例及電量事前分解方式不正確，容易導致對機組未發(fā)電量的過度補償。

4 對中國電力市場建設(shè)補貼機制設(shè)計的啟示

市場建設(shè)需要兼顧效率及公平2個目標，即使進行了市場化改革，政府在市場環(huán)境下依然要發(fā)揮一定的作用，進行一定的資產(chǎn)管制與政策調(diào)控，對部分生存能力差的機組進行成本補償。但是，市場環(huán)境下政府配置資源的方式不能采用計劃體制下直接定價、直接補貼的方式，因為其會對資源配置起到不利影響，降低市場效率。

在我國電力市場建設(shè)進程中，不同市場采取了不同的補貼方式，如廣東市場針對燃氣機組的度電補貼機制、云南市場針對火電機組的調(diào)節(jié)價格補貼和長期備用補償機制、浙江市場的政府授權(quán)合約機制。部分市場還設(shè)置了容量補償機制，由政府根據(jù)預測評估，制定統(tǒng)一的容量價格，按照機組有效裝機容量進行容量付費，如廣東電力現(xiàn)貨市場2021年結(jié)算試運行實施方案規(guī)定[20]：按0.03元/kWh對售電公司收取容量電費，再根據(jù)機組當月實際有效容量對各機組進行容量補償。在該機制下，容量補償標準和各發(fā)電機組可補償容量計算均由監(jiān)管部門決定，難以有效反映機組容量價值[21]。

根據(jù)科斯產(chǎn)權(quán)定理，在交易成本很小的情況下，只要初始產(chǎn)權(quán)界定清晰就能實現(xiàn)資源的最優(yōu)配置。具體到電力市場，可以通過簽訂政府授權(quán)差價合約的方式實現(xiàn)優(yōu)先發(fā)電權(quán)分配[22-23]。政府授權(quán)差價合約設(shè)計參數(shù)包括合約總量、合約分解、合約電價等方面[24]。計劃體制下，電能按照綜合成本定價，由政府基于零售價格指數(shù)等因素逐年指導。市場化后，為避免各主體利益變化過大，建議基于不同機組的標桿電價核定合約電量和合約電價，如式(26)、(27)所示：

(26)

(27)

隨著發(fā)用電計劃的逐步放開，不同類型機組的市場電量逐漸增多，為了實現(xiàn)對不同類型機組的精準補貼，防止供需變化和電價波動對機組收益的影響，政府補貼方式建議逐步由政府授權(quán)差價合約過渡至收益估算法。機制設(shè)計的關(guān)鍵在于準許收益、估算收益等參數(shù)的設(shè)置。

a)準許收益。前期政府可基于成本加成的原則，根據(jù)國家相關(guān)補貼政策、核定的機組年發(fā)電利用小時數(shù)、固定投資成本等因素確定不同機組的月固定成本，然后根據(jù)政府設(shè)定的最大和最小準許收益率確定機組的最大、最小準許收益，即

(28)

后期建議基于多部制報價的方式，以容量采購成本最小化為目標函數(shù)，即

(29)

式中：αi、φi分別為機組i的容量價格、性能價格；ci為屬于{0,1}的變量。考慮機組出力、線路潮流等約束條件，結(jié)合負荷預測曲線進行合約出清，中標機組保證全成本回收，參與市場后，另外回收空載成本、啟停成本、微增成本等。

b)估算收益。事后基于市場出清價、燃料價格和合約約定數(shù)據(jù)等進行機組收益估算。機制引入初期可選擇以下2種方式之一進行收益計算：①按照機組實際收入計算，考慮機組的實際管制型合約收入、市場化中長期合約收入、現(xiàn)貨市場增量交易收入、阻塞費、實際發(fā)電量、測算成本計算機組的估算收益；②根據(jù)市場出清價和發(fā)電成本估算機組發(fā)電小時，當市場出清價大于機組可變成本時，機組默認處于發(fā)電狀態(tài)，對于機組估算收入和總估算可變成本，按照估算發(fā)電量計算。后期可基于機組在合約拍賣階段申報的成本參數(shù)進行事后交易復盤，以各機組作為價格接受者優(yōu)化其市場策略，在考慮調(diào)節(jié)效益基礎(chǔ)上核定各機組估算收益。

5 結(jié)束語

目前我國仍處于電力市場建設(shè)的初級階段，在配套容量市場、輔助服務(wù)市場機制不完善的情況下，不同類型機組容量效益和調(diào)節(jié)效益無法完全體現(xiàn)，有必要對發(fā)電側(cè)部分機組進行補貼。補貼機制的設(shè)計需考慮機組在機制下的決策行為及成本回收情況，不應(yīng)影響市場效率的提升。本文首先對比了我國現(xiàn)行補貼方式，概述其優(yōu)缺點，指出不同補貼的本質(zhì)異同在于補貼量的設(shè)定方式，認為事后基于實際出清電價方式估算補貼量更為精準；然后在介紹加拿大安大略省基于收益估算法的補貼方式的基礎(chǔ)上，以算例驗證不同機制在補貼發(fā)電側(cè)成本方面的效用；最后從市場建設(shè)效率和公平的目標角度出發(fā)，基于我國市場建設(shè)現(xiàn)狀，提出我國電力市場補貼機制設(shè)計的思路。