2019年是我國電力市場化快速推進的一年，無論是經營性發用電計劃完全放開，還是電力現貨試點地區進入試結算階段，都對我國的市場化建設具有“里程碑”意義。從電力現貨市場試點試結算的結果分析來看，在大規模放開發用電計劃背景下，基于變動成本競爭的電力現貨市場，對發電企業回收全部投資形成了巨大挑戰。同時，隨著我國可再生能源的快速發展，確保靈活性調節資源容量充裕是保證可再生能源大規模接入后系統可靠性的迫切要求。

因此，進一步完善電力市場價格體系，采用適當的價格激勵機制幫助發電企業獲得合理的投資回報、鼓勵發電企業投資建設適合靈活性調節資源容量非常必要。從市場化的國際實踐來看，先行國家已經進行非常有益的嘗試。

一、我國電力市場化需要電源側的容量機制

我國的電力體制改革正遵循《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發〔2015〕9號，以下簡稱“中發9號文”）確定的總體思路和基本原則有序推進。改革的重點內容之一是建立競爭性的電力批發市場，形成主要由市場決定能源價格的機制，目標是建立以中長期交易規避風險，以現貨市場發現價格，交易品種齊全、功能完善的電力市場。

中發9號文頒布以來，以電力中長期交易為代表的電力市場化交易發展迅猛，兼之彼時正處于電力供給總體過剩的時期，電價水平降低明顯，改革紅利充分釋放。但是這種市場化交易僅僅只是電能量交易，無法體現電力生產供需實時平衡的特性，競爭形成的價格并不體現不同時段電能生產成本和價值的差異，也無法給予為系統提供了差異化產品和服務的不同電源合理的成本補償和回報。

為推動競爭性電力批發市場向縱深發展，建設體現電力供需實時平衡特性的電力現貨市場勢在必行。2017年8月，國家發改委、國家能源局批準8個電力現貨市場建設試點，并于2019年6月30日前相繼開展模擬試運行，現貨市場建設加速推進。現貨交易作為市場化電力電量平衡機制的補充部分，起到發現價格、完善交易品種、形成充分競爭的作用。發電企業在電力現貨市場中進行的是時間尺度有限的短期決策。在短期決策過程中，往往不能實現全部投入的調整，而只能調整變動投入。

因此電力現貨市場是基于變動成本進行競爭的市場，發電企業在現貨市場中通常基于自身發電生產的短期邊際成本進行短期的產量決策。由此形成的電力現貨價格以各時段滿足電力負荷需求的短期邊際成本為基礎形成，能夠提供電力商品時空價值信號，實現電力資源的短時高效、優化配置。

但是，單純的電力現貨價格會使得邊際機組的固定成本缺乏有效的回收渠道，也使其他參與電力現貨市場競爭的機組的固定成本回收存在較大的不確定性。尤其是在以風光為代表的可再生能源發電占比不斷提高的電力系統中，短期發電邊際成本持續降低，固定成本回收的不確定性將增大。固定成本回收缺乏穩定預期，會使得發電投資風險增加，難以有效引導充足的發電容量投資，從長期來看無法保證發電容量充裕性，這將危及電力系統安全及電力市場穩定。

目前，隨著“計劃電量”的日益縮減，電力批發價格雙軌制運行的逐步退出，這是全面建立競爭性電力市場的正確發展方向。但是，“雙軌制”中“計劃電量”和政府定價的退出，使得在市場供過于求時，發電企業失去了原本相對穩定的固定成本回收保障機制，面臨的投資風險大幅增加；缺乏固定成本回收機制將使得發電企業對發電容量的投資意愿降低，有可能導致供不應求的局面出現，此時用戶將面臨電價大幅上漲的風險。

因此，“雙軌制”退出時，若無其他科學、合理的價格形成機制予以替代，從長遠來看，將影響發電企業的正常生產運營和投資決策，最終影響整個電力系統的容量充裕和市場穩定，發用雙方的風險都將大大增加。探索建立電源側容量機制是解決這一問題，保障發電容量充裕和未來市場穩定的必由之路。電源側容量機制也是完備的電力批發價格體系的有機組成，與體系中的其他價格形成機制一同來完整的體現不同功能定位的發電機組提供的差異化產品和服務的價值，實現發電資源的優化配置，這對包括水電在內的清潔能源占比日益增加的未來更為重要。

二、電力市場先行國家的有益嘗試

在建立競爭性電力市場的過程中，許多國家和地區都設計相應的電源側容量機制。綜合對國外實踐的分析，主要的電源側容量機制可歸納為：容量市場機制、稀缺定價機制及容量補償機制三類，相應的典型實踐包括英國和美國PJM的容量市場方式、美國德州市場的稀缺電價機制、智利的容量補償機制。

英國和美國PJM的容量市場

英國實踐。英國的容量市場機制是2011年7月提出的。政策出臺背景是：未來10年（2011-2021年），隨著老舊的燃煤發電站和核電站的陸續關閉，整個英國的發電能力將減少1/4；2050年英國電力需求增幅較大，預計增加30%-60%；低碳機組間歇性較強和調度靈活性較差的特點對系統的備用容量提出了較高要求，但由于其極低的運行費用，低碳機組發電容量的增加會擠占現有常規機組的發電空間，而導致很多非低碳機組過早地退出。

為了更加可靠、經濟地保障中長期的發電容量充裕性和促進能源低碳化，英國于2014年引入了容量市場，通過糾正市場失靈和容量價格來引導電源投資，避免發電裝機容量的周期性過度過剩與短缺循環，以最經濟有效的方式保證安全穩定的電力供應。

英國容量市場的范圍包括英格蘭、威爾士和蘇格蘭，不包括北愛爾蘭。英國容量市場以拍賣形式進行，標的物為容量交付年系統所需的發電容量。拍賣對于任何一個容量交付年提前4年舉行，包括一級市場和二級市場。除供應側外，需求側資源也可參與。容量價格通過競價拍賣確定，所交易的容量由英國國家電網公司代表售電公司進行收購，中標的容量必須保證在系統需要時能提供電能，否則將面臨處罰。

英國的容量市場主要分為五個環節進行操作：

一是由英國能源和氣候變化部根據電力調度機構對滿足系統長期可靠性標準所需容量的分析和系統尖峰負荷的預測結果，確定容量需求。

二是進行一級容量市場的拍賣。容量市場是技術中立的，除已經有差價合約，小規模發電的固定電價制度和可再生能源義務的容量外，所有現有的和新建的容量都有資格參加容量市場的拍賣。主市場（一級市場）是先于交付年4年的拍賣，滿足絕大部分的容量交易。存量發電容量默認可得到1年后交付的容量合同，新改造的電站可以得到為期3年的容量合同，而更長的容量合同主要給新建電站。

三是開展二級容量市場交易。二級市場是先于交付年1年的拍賣，容量提供者可以在該市場中對他們的容量進行二次交易，實現容量調整。二級市場的交易可以是物理交易，也可以是金融交易。對容量提供者來說，二級市場是他們規避容量市場懲罰風險的重要工具。

四是競標成功的容量提供者將在交付年得到相應的報酬。容量提供者需要履行在交付年有需要時提供能量的義務，否則就要面臨與停電損失相關的罰款。

五是容量合同的費用由售電商承擔，依據其交付年在電能市場中所占份額進行結算。費用由售電商經結算機構交給容量提供者，如果容量提供者面臨罰款，它們的罰款也會經結算機構交給售電商。

英國能源與氣候變化部與英國天然氣和電力市場辦公室認為預估容量市場的引入可以改善英國電力系統的可靠性。2014年6月，能源與氣候變化部發布《容量市場影響評估》，指出容量市場減少了尖峰電價的發生。2014年10月，英國能源與氣候變化部發布《實施計劃影響評估》指出容量市場將為英國2012－2030年間帶來至少6億英鎊正凈現值的積極影響。

美國PJM實踐。美國PJM市場建立后發現，在單一能量市場的環境下，有兩種情況造成價格上漲：一是在能源價格上漲期間，價格由低效的邊際機組的成本設定；二是在由于容量不足而導致的價格上漲期間，價格由失負荷價值決定。PJM評估后認為，在當時的價格上限的限制下，新的峰荷機組遠遠不能收回其成本，造成發電企業普遍推遲對新建機組的投資，影響了未來電力供應的充裕性。由此，PJM提出建立可靠性定價模型容量市場來保障電力市場發電容量充裕性

PJM容量市場由多重拍賣市場組成，包括1個基本拍賣市場（BRA）、3個追加拍賣市場和1個雙邊市場。容量市場的成員由負荷資源和發電企業組成。PJM區域內的存量機組，必須作為電源提供者參與基本拍賣市場。區外機組、規劃中的機組、現存的或規劃中的負荷資源，以及獲得審批的輸電擴容工程可以自愿選擇參加基本拍賣市場。存量機組或負荷資源，如果沒有參與基本拍賣市場的報價，則失去了參與任何一次追加拍賣的資格。在容量市場中獲得出清的機組，必須參加相應容量交付年電能量市場的競價。

PJM將每年的6月1日至次年的5月31日，定義為一個容量交付年。基本拍賣市場在每個容量交付年的前3年的5月份舉行。PJM通過基本拍賣市場獲得足夠的容量，并將容量購買費用按負荷比例分攤給區域內的各負荷服務商（Load Serving Entity，可以理解為一個供電企業）。

在基本拍賣市場出清之后，隨著時間的推移和信息的更新，在每個容量交付年之前，PJM的容量市場還通過3次追加拍賣來修正和協調市場變化的需要。

此外，PJM采用劃分容量輸送區域的方式來處理地區輸電約束問題，劃分容量輸送區域基本思想是將傳輸約束地區和不受約束地區的價格分離開。

美國德州市場電力市場稀缺定價機制

德州市場僅有單一能量市場，沒有容量市場。發電企業建造電廠的成本必須從發電和提供輔助服務的收益中來回收，直接將高市場價格作為容量機制。為了鼓勵投資興建新電廠，德州市場制定了一系列稀缺定價機制，在系統電能和備用稀缺的情況下提高電能價格。

德州市場實時結算價格由市場出清得到的節點邊際電價加上運營機構事后計算的實時備用價格增量和可靠性部署價格增量構成，每15分鐘計算一次。德州市場為三者之和設置了較高的價格上限，當前上限是9000美元/MWh。其中，電能量和輔助服務報價曲線的上限是7000美元/MWh，報價下限是-250美元/MWh。這樣保證在電能和備用稀缺的情況下，出清價格會很高甚至高達9000美元/MWh。

按照德州市場定價規則，當系統備用過剩時，由于負荷停電損失概率較低，備用的價格很低，接近零。當備用短缺時，由于負荷停電概率很高，備用價格會迅速抬高。按照規定，當備用少于2000兆瓦時，電力市場的價格就會達到市場價格的最大值9000美元/兆瓦時。假設當時市場的能源邊際成本是1000美元/兆瓦時的話，這意味著提供頂峰輔助服務的資源可以得到8000美元/兆瓦時的價格。

智利容量補償機制

智利的容量補償機制是通過監管機構制定的容量價格為發電企業提供容量補償，幫助其回收固定成本。該容量補償機制通過設定容量電價和計算可補償容量來實施。從經濟學角度看，智利容量補償機制是運用經濟性監管手段對競爭性發電側現貨市場的補充。

智利的現貨市場與歐美等國的市場不同，所有發電企業不報價，只需上報可用容量及其運行成本（燃煤、燃氣機組需提交燃料供應合同），發電側現貨市場運營中心審核其運行成本。現貨市場以總發電成本最小為目標，基于某時點的系統負荷和機組發電邊際成本進行安全經濟調度，邊際出清形成電能量市場價格。當由較高的變動成本設定市場價格時，變動成本較低的發電企業除了能夠在現貨市場回收其變動成本，還能夠回收一部分固定成本；而市場中變動成本最高的機組只能從現貨市場回收其變動成本。因此，為幫助發電企業回收固定成本，智利通過監管機構制定的容量價格為發電企業提供容量補償，從而對競爭性發電側現貨市場起到補充作用。

智利容量補償機制的操作流程分三個步驟：

一是制定容量電價。智利國家能源委員會決定容量電價。在智利國家能源委員會的領導下由獨立顧問委員會每4年對容量電價的計算公式和計算常數進行一次測算，測算方法是基于系統高峰負荷期間運行的邊際發電機組（一般是柴油發電機組）的投資成本，考慮投資回收周期、系統備用率、貨幣貼現率、通貨膨脹指數、匯率等因素，確定容量電價。容量電價實施后，智利國家能源委員會每半年根據匯率、物價變化對容量電價進行一次調整。

二是確定每臺機組可補償容量。智利國家電力調度機構決定發電企業能夠獲得補償的容量。智利的容量補償機制并不是簡單地直接補償發電企業的裝機容量，而是由智利國家電力調度機構按照一套完整的法定方法決定發電機組在負荷高峰時的可用容量，定義為可補償容量。發電機組根據其可補償容量及可用性獲得月度容量補償，發電企業的總收入等于其電能量收入和容量收入之和。

三是進行容量補償費用結算。智利國家電力調度機構只提供容量補償的清算依據，發電企業自行進行容量補償結算，發電企業依照可補償容量獲得容量補償，同時發電企業也按照購售電合同在系統負荷最高時段的用電負荷來支付相應的容量費用。

三、國外容量機制設計比較分析

合理的電源容量機制能夠引導在適當位置建設適當類型和適當水平的發電容量，降低相應能量市場所存在的風險和市場力。上述三種機制的優缺點如下：

稀缺電價機制：理論上講，稀缺定價機制需要的監管干預措施是最少的，其市場設計也簡單透明。在單一電能量市場中，不需要規定容量需求，系統可靠性和電源投資水平由市場參與者根據市場條件而非法規要求來確定。同時，該方法不需要依賴額外的機制來支付容量。但是，這種方法可能會出現負荷削減現象或價格飆升現象，其實現長期發電容量充裕性的能力仍然面臨巨大的不確定性和公共政策風險，這對于政策的制定者、執行者，以及市場參與者都是嚴峻的考驗；稀缺電價仍僅反映短時的供需，會給系統長期容量充裕以及發電投資帶來較大的風險。此外，失負荷價值和稀缺定價機制仍需通過類似行政的手段確定，計算困難。

容量市場機制：容量市場以市場競爭的方式形成容量價格實現發電容量成本回收，是競爭性電力市場的有機組成。容量市場機制有一個目標容量水平，且容量價格在不同的容量需求變化下產生波動，有利于發電企業根據負荷變化情況進行投資決策，也使得平均投資成本不會過高，最終降低終端用戶的電價。

但是，該機制的核心是裝機容量需求曲線，表征容量電價與總容量的函數關系。該曲線主要根據過去的運營經驗制定，主觀隨意性較大，如果不能如實地動態反映在不同容量充裕度水平下發電容量的真實價值，對最終市場形成的容量電價水平影響極大。同時，容量市場的設計在理論與實踐上均需進一步完善，需要在系統預測、市場管控等方面具備較扎實的基礎。因此，在當前我國電能量市場建設仍處在起步摸索的階段，進一步建立容量市場缺乏必要的技術儲備，存在較大的障礙。

容量補償機制：容量補償機制是對發電企業的裝機容量或可用容量進行直接補償以刺激發電投資的方法。在該機制下，由政府或監管機構根據負荷預測、對用戶停電損失的評估、要求的系統可靠性水平和發電機組的可用性等因素，確定容量電價。發電企業按其裝機容量或可用容量獲得收入，所能引導出的裝機容量大小由市場確定，成本由用戶承擔。

實踐中，容量補償機制通常是在政府相關主管部門的指導下，通過對單位容量補償標準和各發電機組可補償容量的核算，實現對發電容量成本的合理補償。該機制具備較好的理論基礎，國內外均有成功實踐，可以促使發電企業保持機組的可用性，促進電能市場競爭，能夠有序引導發電容量投資，優化資源配置。其主要缺點在于類似核定容量電價，“市場化”的味道可能不足。

世界多數國家和地區電力市場建設實踐均表明，在建立競爭性電力批發市場的過程中，配套相應的電源側容量機制，能夠給予發電容量投資回收一個相對穩定的預期，起到保障電力現貨市場的平穩運行和中長期交易的正常開展的重要作用。

前述三種容量機制具有明顯的適用條件，稀缺定價機制要允許系統短時出現極高的價格尖峰，主要適用于社會對高電價風險承受力強的地區。容量市場以市場競爭的方式形成容量價格實現發電容量成本回收，是競爭性電力市場的有機組成，主要適用于電能量市場發展已經相對完善的國家或地區。容量補償機制是在政府相關主管部門的指導下，通過對單位容量補償標準和各發電機組可補償容量的核算，實現對發電容量成本的合理補償，主要適用于電力市場發展初期，經濟社會和金融市場仍欠發達的地區。

立足我國基本國情，結合我國電力市場發展進程，容量補償機制可作為我國現階段發電容量成本回收機制的選擇，實現向競爭性電力批發市場的平穩過渡。未來，隨著國內電力市場環境的逐步成熟，可在取得的實踐經驗基礎上，探索更加適合我國國情的容量成本回收機制和方法。