随着经济快速发展，印度电力需求与日俱增，国内能源消费量水涨船高。为填补能源需求缺口，印度开发出多种可再生能源发电手段，但随着新能源发电系统接入电网，其供电不稳定的缺陷也逐步显现。印度需要用备用容量保证供应安全。为此，印度需要建立一个灵活的、可靠的、有利可图的电力交易市场。本文认为单一能源市场和容量市场都会给消费者带来相似的成本压力，印度应慢慢走向辅助服务市场。但由于印度电力部门发展的不成熟，以上思考仍难以落实。电力市场的建立本身就是一个漫长且复杂的过程，在印度更是如此。南亚研究小组特编译此文，供各位参考。
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截至2023年5月，印度的非化石能源发电量超过173619兆瓦，约占总装机容量（约417668.2兆瓦）的41.5%。新增可再生能源发电量（不包括核电与水电）占总发电量的30%以上，仅次于燃煤发电位居第二。在所有非化石能源发电量中，太阳能、风能、小型水电、生物质能等占据73%以上，而大型水电占27%，核电仅占3%。
一、备用容量堪忧
尽管可再生能源拥有第二大容量份额，但其在2022-23年印度总发电量中的占比不足14%。水力发电虽仅占可再生能源容量的三分之一，其发电量却占总发电量的10%。燃煤发电占装机容量的50%左右，在2022-23年贡献了超74%的发电量。就代表经济效益的每单位发电量而言，核电的效率最高，其在印度电力部的评价中得分超过7分。可再生能源的效率最低，在2022至23年的评价中得分低于2分。这是因为可再生能源的发电容量系数较低，通常最多仅能达到15%-20%。如果没有备用容量支持，大功率的可再生能源发电系统有频繁引发停电问题的隐患，进而影响电力供应安全。由于可再生能源不能稳定提供所需电力，因此在必要时，必须辅之以其他手段以保障电力供应安全。比如，支付维持备用容量的所需费用（备用发电手段包括储蓄电池、燃煤发电、燃气发电等），或给予消费者补偿以减少其用电需求。印度通常采取后一种方案，即通过强制停电强行减少农村消费者的用电需求（当农村消费者在选举期间暂时“更有价值”时，也会强迫工业消费者停电）。但实际上，被迫停电者通常得不到停电补偿。
被迫适应停电的消费者才是印度的“电力备用系统”，或者更准确地说，是印度的“需求管理系统”。这种系统是不正常的存在，亟需被淘汰。其他能保证电力供应安全的可靠手段，包括为电力、容量及其他辅助性服务建设更充满活力的市场。严格地说，印度是单一能源市场（energy-only market）。但是用“市场”一词来形容印度的电力行业略显牵强，因为一端的电价以及另一端的燃料供应并不会响应市场信号的变化。
二、单一能源市场与容量市场
容量市场（Capacity markets）旨在通过向供应商付费，让供应商承诺在未来数年交付所需电力，从而确保电网的可靠性（译者注：通过为容量定价进行市场交易）。相比之下，单一能源市场（Energy-only markets）下，买方只在发电商每天提供电力时支付费用（译者注：通过为电能定价进行市场交易）。在这种情况下，发电商往往选择在能源需求高峰期以高价出售电力，而在能源低需求期缩减或暂停运营，进而降低发电系统整体稳定性和可靠性。容量市场则可以避免这一情况。它能让发电商提前数年确定收益，进而激发发电商建设新发电厂的动力。然而，这种市场模式可能造成浪费：因为财政困难的印度配电公司需要为多年后未必会出现的负荷事件支付容量成本。此外，由于来自市场外的补贴，容量市场也容易受到价格低压的影响。如果这些市场外资源在没有任何制衡的情况下贸然作为价格接受者进入容量市场，那么监管机构最终可能将损害容量市场平衡收入流的能力。容量支付也有可能模糊交易市场的价格信号，阻碍稀缺市场的运作。容量补偿机制也有可能导致向发电商重复支付能源和容量费用。
在成熟的单一能源市场里，监管机构可通过一种“稀缺定价”机制来保证市场的可靠性。这种定价机制允许在需求高峰期提高实时电价。这并非是为了通过容量市场确保发电收入，而是为了激励发电商建立新工厂，并确保新工厂可随时投入运转。在单一能源市场中，电网储备率始终维持在较高水平，且允许出现足够多的电力“稀缺情况”，使电价能够上升到足以使发电商收回其成本的程度。印度的电力交易市场便证明了这一点：在电力需求旺盛的夏季，电费便会急剧上涨。但问题是，因能源补贴、需求低迷等原因导致的低电价，可能导致单一能源市场变得愈发不稳定，进而使发电商不愿在无法确保容量市场收入的情况下建设新发电厂。本质上讲，确保系统具有足够的灵活性，以及刺激对未来发电能力的投资，本来就是不可同一而论的两件事情。
关键区别在于，在单一能源市场中，发电商必须等待并期待有一天实时电价能够大幅上升；而在容量市场中，部分收入是有保障的。容量市场所提供的解决方案是平衡较低的能源市场价格与较高的发电商收入。容量补偿机制可以移除对电力批发与储能中需求侧反应活动的投资激励，并且还通过降低使贸易有利可图的峰值价格阻碍跨境电力贸易。从长远来看，单一能源市场和容量市场最终都会给消费者带来相似的成本结果。
除了单一能源市场、容量市场之外的第三种选择，是使用“辅助服务市场”（ancillary service markets）。这一常与容量市场混淆的概念，指的是为了维持日常系统的稳定，采购短期储备电力和电网支持产品（即通过为电力系统安全稳定运行所需的辅助服务定价进行交易）。随着可再生能源比例的持续增加，为确保日常运行的稳定性，电力系统对辅助服务的需求也随之上升。辅助服务是以月、周、日及小时为单位进行交易的，而不是像容量一样以年为单位。辅助服务市场是为了确保资源的正确组合，保证发电质量，但并不关注发电容量充裕度。这些服务的竞争性交易是部分而非全部电力批发市场的组成部分。如果发电商可以通过出售辅助服务获得收入，那么维持电厂在线运行的产能支付需求就会减少。一个正常运转的能源和服务市场，可以提供印度电网所需的全部容量。
印度电力市场正在缓慢完善的进程中，但仍面临着巨大挑战。挑战不仅是因为印度电力市场是一个不完整的单一能源市场，还因为印度能源供应服务于提供发展补贴等非能源目标。然而，考虑到未来，印度中央电力局（CEA）、印度中央电力监管委员会（CERC）和印度国家电网（Grid India）已经就发展辅助服务市场的前景展开研究。但现在谈论这些问题仍为时尚早：一个能够让供应辅助服务的发电商（提供短期电力储存与电网支持产品）有利可图的市场，是否也能够刺激针对印度未来产能的投资？问题是，对可再生能源给予持续的政策支持，恐使电价长期保持在低位，进而削弱发电商建造新电厂的动力。大部分可再生能源装机量是旨在履行多边气候条约承诺的“理想生产量”（aspirational capacity），而非实际所需的容量。既要实现要求增加更多可再生能源的环境目标，又要保持市场对新一代能源的激励，这两者之间的协调是一项严峻挑战。
如果印度的电力行业能够成长为一个充满活力的开放市场，那么其至少在理论上可以完成对固定资源供应的估值、可靠性评估，并且对投资者进行补偿。在印度，一个运转良好的电力批发市场应当有能力根据不断变化的供需关系，对能源、辅助服务和容量进行动态估值。一个通过推高价格来应对灵活储备短缺的辅助服务市场，将使那些能够快速调解产能的调峰电厂有利可图，使发电商有理由保持电厂在网，并且有动力投资未来产能。
还有一个选项是保持发电容量的战略储备，让对容量的采购完全脱离电力批发市场，确保其不会影响印度能源市场的发展进程。与战略石油储备一样，发电容量战略储备应由政府拥有与经营，保证国家安全与能源安全。发电战略储备是一个务实的、相对简单的解决方案，可以缓解短期极端系统压力下的电力需求。但是保持峰值战略储备的风险在于，随着时间推移，其可能变得和容量市场一样昂贵。
在不干扰辅助市场对储备容量的评估与采购的情况下，为确保未来容量得到足够投资而建立一个新的利益体系与市场，这即使在最成熟的市场中，也异常复杂艰难，在印度则更是难上加难。
