容量市场在日遭遇“水土不服”？日本官方解读巨额交易资金现象

东亚邻国日本，在其第五次电力市场改革遭遇了难题——近期，日本接连遭遇容量市场产生巨额交易资金、冬季现货市场价格飙升导致大型售电公司破产停业的现象。

始于2013年的日本第五次电改，与我国本轮电力市场化改革有很多相似性：都要推动发电售电侧的市场化竞争；都要搭建或完善电力现货市场的配套机制；都面临碳中和及高比例新能源并网的问题；都面临火电占比过高的问题（日本核电停运后火电占比进一步提升）。

不同于我国可以借试点省份摸着石头过河，日本电改是全国一盘棋，任何政策的颁布，以及政策实施结果，都极易引起全社会广泛关注及讨论。

根据去年9月公布的容量市场第一次成交结果，极具冲击性的15987亿日元（约折合人民币930亿元）瞬间爬上了各大媒体的头条，“不可思议的金额”、“无法接受”、“令人震惊的结果”、“电费上涨不可避免”成为标题热词。

结果发布后，日本社会各界企业团体组织向经济产业大臣梶山弘志、环境大臣小泉进次郎接连提交意见要求反馈。在这些表达反对意见的文件中，表示容量市场增加了消费者负担、威胁售电公司经营生存、阻碍可再生能源普及等内容成为主流。

对此，日本政府成立可再生能源等法规综合检查工作组，并于2020年12月1日举行第一次会议，会上工作组4名成员以联合署名的方式提交《关于容量市场的相关意见》，明确指出日本容量市场阻碍了可再生能源普及，使效率低下的老旧火电获利等问题，建议暂停容量市场运行进行更深入研究。

目前，我国仍处于用电需求增长期和碳减排关键期，既需要面对近几年可能出现的供应压力或供应缺口，同时，还需要在“双碳”目标的约束下，考虑清洁能源与化石能源的发展与替代。但是，我国否有必要建立容量市场，抑或通过建立容量补偿机制来完善市场体系，在业内还没有定论。

此次日本经历的容量市场风波，能够给我国的市场建设带来哪些启示与借鉴？能研慧道整理并摘译了日本可再生能源等法规综合检查工作组起草撰写的《关于容量市场的相关意见》，以飨读者。

《对容量市场的相关意见》

2020年12月1日

可再生能源等法规综合检查工作组

大林ミカ、川本明、高橋洋、原英史

作为工作组四位小组成员的共识，现就电力容量市场发表以下意见。

1．容量市场的必要性问题

      建设容量市场的出发点，是由于发电企业的固定成本很难通过在以边际成本为报价依据的现货市场中进行回收，因此需要另一个市场（容量市场）提供资金帮助发电企业进行成本回收，进而实现确保系统容量长期宽裕性的目的。理想模式是在现货市场中回收变动成本，在容量市场中回收固定成本。

      但是，对于这种模式在国际上存在不同评价，首当其冲的是对于容量市场的到底有没有必要存在的争论。例如在美国的得克萨斯州（ERCOT）和澳大利亚电力市场中，通过允许在日前现货市场中出现尖峰价格，边际成本较高的电源也可以实现固定成本的回收。理论上由于日前现货市场采用统一边际出清机制，因此即使发电小时数低（边际成本高）的电源，由于现货尖峰价格的飙升，发电企业固定成本的回收也成为可能。

2.  容量补偿机制的多样性

      考虑到发电企业通过现货尖峰价格回收固定成本的不确定性以及尖峰价格对售电公司的不利影响，实际上还有其他手段可供选择。为了确保系统长期容量的充裕性，国际上有多种不同的模式，我们在这里将其统称为容量补偿机制。

      例如，德国、北欧采用的战略储备机制Strategic reserve（通过政策指定一些机组容量，禁止这一部分容量参与电能量市场或辅助服务市场，只有在系统容量短缺或现货市场价格过高时才释放这一部分容量）；西班牙的Target capacity payment（由政府部门对符合条件的机组定期发放补贴）；法国的Decentral obligation（由售电公司自行寻找发电容量并签约，成本由用户承担）。日本借鉴英国、美国PJM经验建立的集中式容量市场（Central buyer）只不过是众多容量补偿机制中的一种。由于集中式容量市场的参与者众多，政府还需要承担预测系统容量需求、设置准入条件和最高限价的职责，实际运行起来难度较高，容易出现市场价格扭曲的情况。（关于日本容量市场的具体策划推动过程，本文略过不表）

3.  完善市场体系的必要性以及日本容量市场的扭曲

      日本的电力市场化改革，以2016年放开电力零售市场，允许非电力企业资本进入，及2020年法律层面规定“厂网分开”为标志，起步时间并不长。尽管日前现货市场的交易规模近年有变大的趋势，但还需要进一步扩大。同时，远期市场、电力期货交易市场正式运行时间不长，还没有发挥中远期市场发现中长期价格信号的作用。此外，辅助服务市场要到2021年春天才能开始运行。发送电分离现阶段只停留在立法层面，除了东京电力和中部电力以外，还有大部分市场主体没有实现发售分离，上述的结构性问题导致公平竞争的市场环境没有得以建立。

       在这种情况下，日本选择建设覆盖所有电源的大范围容量市场，并且市场制度设计也不尽合理。首先，在政府层面通过人为设定容量需求曲线是很困难的，市场制度设计的缺陷有可能导致惜售现象出现。考虑到日本目前发电量的80％以上由改革前就已经存在的电力企业（传统的电力公司如东京电力，电源开发公司，日本原子能公司及其关联公司）拥有，因此存在人为抬价的可能。发电侧赚取的容量收入由售电公司承担，但是由于发售一体企业可以内部抵消，因此独立售电公司的市场生存环境极其险恶。

4.  日本容量市场和其他政策的不一致

      日本容量市场的问题除了可能由于巨额成交金额增加消费者负担以外，还与推动可再生能源成为主要电源的基本方针背道而驰。

       首先，容量市场设计没有针对灵活性电源进行区分，这延长了灵活性差的电源在系统中的留存时间。在高比例可再生能源的电力系统中，有必要优先确保消纳边际成本接近于0的可再生能源，然后合理选择各种方式来满足剩余负荷需求。比如可以通过跨区域送电、抽水蓄能、气电进行调峰，还有蓄电池、需求侧响应之类的方法。这样的情况下，灵活性欠佳的煤电、核电对系统的重要性下降。实际上，日本政府已经制定了一些政策，比如从安全角度出发尽可能减少对核电的依赖，并逐渐淘汰效率低下的煤电以实现碳中和目标，而当前的容量市场效果则与上述政策背道而驰。今后，应从整个电力系统的角度出发制定措施确保系统灵活性，并且制定和其他政策可以保持一致性的机制。

       其次，本次容量市场成交容量约为1.8亿千瓦，燃煤发电达到4126万千瓦，约占25％，其中还有许多效率低下的老化机组。日本参考的英国容量市场，设定了“碳标准”准入门槛，没有安装CCS装置的燃煤电厂没有资格参与容量市场交易。德国的容量补偿机制通过政策让低效率的煤电实质上作为备用容量而待机，这与其脱碳政策保持了一致。日本政府在研究如何确保容量充裕时，最起码要考虑和碳中和目标的一致性。

      第三，容量市场与促进电力市场竞争的方向背道而驰。一般而言，电力市场运行后，为了鼓励有更多的市场新玩家入局，需要建立公平的竞争环境。但是，如上所述，日本的电力改革处于起步阶段，结构改革和市场体系建设存在不足。没有公平的竞争环境，市场规则又向既存的市场主体倾斜，那么电力系统改革的推进最终会受到干扰。

5.  未来改革的修正方向

      综上所述，首先政府应基于2050年碳中和目标，充分借鉴欧洲经验，以基于新能源为主的电力系统进行整体设计。确保电力安全稳定供应的重要性毋庸置疑，但是有必要从结构上改进确保供应的方法，例如提高对灵活性电源的重视。基于新的整体设计，现行容量市场继续存在的必要性很低，应该暂时冻结容量市场，重新开展研究，不排除废除容量市场的选择。

      在建设容量市场之前，当务之急是完善基本市场体系，搭建竞争性的市场环境。扩大日前现货市场、远期市场、期货市场交易规模，推动辅助服务市场的尽早建立对于电力安全稳定供应是必不可少的，还应考虑采取实质措施推动发售分离。此外，可以通过跨区域送电、完善电网结构、需求侧响应机制、电池储能的市场化应用来提高系统灵活性。

      在上述措施得到落实后，如果要为确保系统长期容量宽裕性研究建立容量补偿机制，至少要做到避免对灵活性欠佳的电源进行补贴，避免使用会导致老旧煤机寿命延寿的机制。要对参与容量交易的机组类型进行限制，控制容量补偿规模，避免过度复杂的市场规则设计。有必要加强对交易过程、信息披露的监管，花足够的时间研究减少容量补偿机制对市场新进入者的不利影响，并寻找合适的机制引入时间。

      电力改革的基本目标是尽可能地促进市场竞争，实现社会福利最大化，减少政府对市场运行的任意干预。有观点认为，容量市场仅仅是为了确保系统供应能力，系统的低碳脱碳化可以通过其他方式实现。但我们还是希望保持系统规则设计尽可能简洁，这是因为简洁的市场规则设计有助于公平竞争环境的发展，并且通常还减轻了消费者的负担。绝不应出现在保留现有容量市场的基础上，引入类似战略储备机制这样的事情。我们应注意保持多个政策之间的一致性，避免出现油门刹车一起踩的愚蠢行为。

文件来源：

内阁府--https://www8.cao.go.jp/kisei-kaikaku/kisei/conference/energy/20201201/201201energy06.pdf

延伸阅读

日本的电力系统概况

截至2021年2月，日本全国发电装机约为2.69亿千瓦。由于能源高度依赖海外市场，其能源构成受国际能源市场影响很大。其电源结构按装机容量大小依次为：天然气、煤炭、水电、核电、石油及新能源。

日本电力公司

日本共有10大区域电力公司除冲绳电力外，各区域电网实现了互联。主网架构由500千伏线路构成。

日本电力改革情况

日本电力市场化改革始于1995年。在此之前，日本实行传统电力管理方式，各区域电力公司均为发输配一体化的企业组织形式，分地区垄断经营。

1995年，修订《电力事业法》，开始第一次电力改革。本次改革主要内容是在发电侧引入竞争，允许独立发电公司，部分开放零售市场，引入标杆电价。

1999年，第二次修订《电力事业法》，电网无歧视开放，实现零售侧竞争，传统垄断的地区电力公司遭遇独立发电公司、独立售电公司、以及随着电网开放后其他地区电力公司的竞争。

2003年，第三次修订《电力事业法》，进一步扩大零售环节市场化范围。2005年，日本可自由选择供电商的用电量占总用电量的比例达到63%，同年设立日本电力交易所（JPEX)，引入电力现货市场。

2008年，经济产业省发布促进市场竞争的相关文件，并引入了绿电交易机制。

2013年，第四次修订《电力事业法》，以“确保电力安全稳定供应”、“最大程度抑制电费上涨”、“增加需求侧的用电选择，扩大电力投资“为目标开始第五次改革。2016年，实现零售侧面向所有电力用户开放。

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