適應中國電力現貨市場發展的容量補償機制初探

王 一，朱 濤，張玉欣，盧 恩，陳新宇，文勁宇

（1. 廣東電力交易中心有限責任公司，廣東省廣州市510600；2. 華中科技大學電氣與電子工程學院，湖北省武漢市430074）

0 引言

深化電力體制改革是中國電力行業進一步實現資源優化配置、提升系統運行效率、激發電力企業潛能的重要途徑。自2015 年《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》［1］發布以來，中國電力市場化改革逐步從開放發電側競爭過渡到開放售電側競爭，從中長期雙邊交易擴展到現貨交易?，F貨市場改革正在中國廣東、內蒙古、甘肅等8 個地區開展試點。隨著市場覆蓋范圍與交易量的不斷擴大，發電機組的盈利模式與盈利能力正發生根本轉變。

隨著現貨市場試點工作的不斷深入，現貨市場的出清價格逐漸向系統邊際發電成本回歸，機組收益大幅下降，邊際機組固定投資成本無法回收，矛盾凸顯。廣東現貨市場2019 年結算試運行期間，發電側日前出清均價為0.251 元/(kW ?h)，實時均價為0.241 元/(kW ?h)［2］，廣東燃煤機組平均發電成本約為0.258 元/(kW ?h)，通常邊際機組發電成本約為0.249 元/(kW ?h)，現貨出清價格與邊際機組變動成本基本相當，前期投資成本部分已經難以回收。未來，隨著可再生能源占比進一步上升，分布式光伏與陸上、海上風電機組等大量零邊際成本電源參與市場，現貨價格將進一步降低［3］，導致可再生能源與火電機組的投資收益大幅下降，未來投資意愿將會持續降低。

如何設計有效的容量補償機制，確保電力投資的合理回報，保護電源投資的積極性，保持市場轉型后電力系統的充裕性與可靠性，從而保障電力市場長期穩定和健康發展，是當前市場轉型期內亟須解決的重要課題。合理的容量補償機制是現貨市場持續健康發展的必要補充。文獻［4-8］介紹了部分國家和地區的容量市場基本情況，對于適用于中國現貨市場的容量補償機制與實施方案缺乏系統性梳理。

目前國外電力市場常用的容量補償機制主要有稀缺電價機制、容量補貼機制、容量市場機制［4］等。稀缺電價機制下系統價格上限很高，允許系統備用容量不足時現貨市場價格飆升，達到平時的幾百倍，使發電商回收固定投資成本。容量補貼機制則是由監管機構根據系統電源結構、市場運行情況等通過計劃方式制定容量補貼標準，按機組裝機容量給予相應補貼。容量市場機制中，系統運營商根據可靠性需求、新建機組凈成本等參數制定需求曲線，容量資源提供商投標形成供給曲線，隨后由出清算法確定各資源提供商中標的容量及統一出清價格，以確定支付給資源提供商的容量費用。

稀缺電價機制最為市場化，對現貨市場影響小，并且能充分激勵需求側響應，但其不確定性大，給發電側和用電側都帶來了巨大風險［5］。容量補貼機制執行簡單、易于實現，但其補貼標準由監管機構決定，不能準確及時地反映容量價值［6］。容量市場機制供給曲線由市場成員決定，需求曲線由監管機構制定，容量價格較容量補貼機制更接近市場的真實情況，但需求曲線對容量價格影響巨大，需要系統運營商有較強的系統可靠性計算能力［7］。

本文圍繞國內電力市場建設現狀，討論了現貨市場的收入充裕性問題，論證建立容量補償機制的必要性，同時參考國外典型容量補償機制的設計思路，提出了建設國內容量市場機制的實施路線與具體方案。

1 現貨市場的收入缺失問題

1.1 收入缺失問題

全球主流電力現貨市場的定價機制均為邊際成本定價。發電機組向交易中心提供出售的電力和報價，按價格從低到高形成供給曲線，供給曲線與預測電力需求的交點對應的價格作為市場出清電價、位于交點的報價機組為邊際機組，發電商報價低于出清電價的電力得以售出。

完全競爭市場的理想狀況下，發電機組的最優報價策略是按邊際成本報價，系統在某一時刻的出清電價即為該時刻邊際機組的運行成本。對中標的非邊際機組而言，邊際電價高于其發電成本，故可回收部分容量成本。對運行成本較高的邊際機組而言，系統出清電價與其運行成本接近，固定成本不能完全回收，不足的部分被稱為收入缺失問題?，F貨市場收入缺失問題最早由哈佛大學著名電力市場專家William Hogan 教授總結提煉［4］。

理論上，當機組投資意愿持續下降，系統發電容量嚴重不足時，市場會頻繁出現稀缺電價，從而使邊際機組可足夠覆蓋其運行投資成本。然而，各國電力市場為保證電力系統安全，必須使裝機容量達到一定充裕度；為限制市場力，均設置了遠低于稀缺時段電能價值的價格上限，例如國內試點地區價格上限普遍在1 500 元/(kW ?h)左右，不到平均價格的10 倍。因此，現貨市場稀缺電價的幅值和頻度均被極大抑制，邊際機組在電力市場上的收入不能覆蓋其投資運行成本［9-11］。

1.2 中國電力現貨市場對容量機制的迫切需求

截至2020 年7 月，中國現貨市場試點區域均完成現貨市場結算試運行，出清電價如表1 所示。表中數據來源于各市場運行通報與國家能源局《2018 年度全國電力價格情況監管通報》［2，12-13］。除蒙西外，其余7 個現貨試點地區日前市場出清價格均低于燃煤機組上網電價，與邊際機組運行成本相當。

盡管當前試運行時間較短、不能反映全年各時段電價情況，但已足以說明在當前電力供需關系下，各試點現貨市場平均價格明顯低于當前火電機組上網電價。若無中長期市場提前鎖定收益，火電機組收入將大幅下降，面臨大范圍虧損。

表1 現貨試點地區試運行情況Table 1 Trial run situation of electricity spot market pilot areas

當前現貨市場試點地區出清平均價格偏低的原因有如下3 點。

1）供需結構矛盾突出?！笆濉逼陂g煤電裝機速度過快，高于負荷增速，導致煤電裝機容量過剩，火電機組年利用小數持續走低，2019 年全國6 MW及以上火電發電設備平均利用小時僅為4 293 h，進入現貨市場后發電側競爭將非常激烈，導致火電機組大部分時間按邊際成本報價。

2）電源結構以煤電為主。歐美國家邊際機組多為燃氣、燃油機組，非邊際機組盈利能力較強。中國電力市場電源結構以煤電為主，由于中國已淘汰部分落后產能（小型火電機組全面關停），系統邊際機組多為大中型燃煤機組，非邊際機組的運行成本與邊際出清電價極為接近。據估算，廣東百萬千瓦級超臨界機組的邊際煤耗成本約為0.227 元/(kW ?h)，僅比邊際機組發電燃料成本低0.022 元/(kW ?h)，現貨市場盈利空間極為有限。

3）現行規則下，現貨結算試運行時間短，且絕大部分電量價格已被中長期市場鎖定，發電側博弈意愿不強。廣東電力現貨市場2020 年8 月全月結算試運行時大多數市場機組為避免偏差考核，選擇優先保量的報價策略，從而導致現貨市場出清價格偏低，全月平均現貨價格僅為0.19 元/(kW ?h)，遠低于發改委批復上網電價。

當前中國火電裝機容量占比約為60%。隨著今后現貨市場進入長期結算試運行且中長期合約價格逐漸回歸到現貨市場價格，收入缺失問題在中國現貨市場改革中將更為突出。如何解決收入缺失問題事關中國電力現貨改革的成敗，因此有必要在當前市場規則體系中引入合適的容量補償機制。

1.3 高比例可再生能源接入下的市場沖擊

可再生能源的大規模接入對中國現貨市場產生巨大沖擊。中國在巴黎氣候變化大會中承諾，到2030 年終端能源消費中可再生能源比例達到20%，由于幾乎所有可再生能源形式都需要轉化為電能來利用，電力系統可再生能源比例屆時預計達到40%以上。

國際實踐經驗表明，可再生能源裝機容量增加均導致電價不同程度的降低［14-17］。例如，若美國中西部電力系統運營商（midcontinent independent system operator，MISO）的風電裝機容量占比從9.3% 增加至50.9%，年均出清電價將降低40.8%［18］。

除降低出清電價外，零邊際成本機組的大量接入也降低了尖峰負荷機組的年利用小時數，加劇了尖峰負荷機組的虧損，抑制了投資尖峰負荷機組的意愿［19］。由于風電、光伏電源出力的不確定性，為提高系統消納能力需投資大量高靈活性機組以及儲能設備，但僅憑電能量與輔助服務市場將無法有效激勵投資，限制了系統接入可再生能源的能力［20］。

這一問題預計在中國將更為突出。以中國西北地區為例，對西北區域當前所有火電機組和運行成本進行分析，匯總得到原始報價曲線如圖1 所示，在其平均負荷為100 GW 的水平下，平均出清電價約為185 元/(MW ?h)。 而 考 慮 西 北 電 網 當 前 約97 GW 的風電和光伏裝機容量后，由于可再生能源邊際成本為零，供給曲線向右平移。相同負荷水平下，平均出清電價降至約97 元/(MW ?h)，下降比例達47%。并且西北電網負荷水平較低，若不考慮外送電量，其全年零電價時段占比將會達到約38%。因此，隨著可再生能源比例的提升，合理高效的容量補償機制對市場的支撐作用將愈發顯著。

2 世界主要固定投資成本回收機制

自20 世紀80 年代全世界范圍內開展電力市場化改革起，各國電力市場一直致力于解決電力現貨市場固有的收入缺失問題，由此形成了3 種主要的固定投資成本回收機制。

2.1 稀缺電價機制

稀缺電價機制不單獨設立固定投資回收機制，發電商通過單一電能量市場中的尖峰價格來回收投資成本。稀缺電價機制在一定程度上緩解了收入缺失問題，但監管機構出于削弱發電商市場力考慮，仍會設定稀缺價格上限，價格上限一般參考失負荷價值確定。目前澳大利亞和美國得州采用該模式，澳大利亞價格上限為13 800 澳元/(MW ?h)，得州價格上限初期 為 1 000 美元/(MW ?h)，后 續 逐 步 上 漲 到9 000 美元/(MW ?h)［21］。

圖1 西北可再生能源對系統報價曲線和出清電價的影響Fig.1 Influence of renewable energy in northwest China on system bidding curves and clearing price

美國得克薩斯州市場電能量結算價格為節點邊際價格、備用價格增量、可靠性價格增量3 個部分之和［6］。當系統發生電能短缺時，可以通過備用價格增量、可靠性價格增量釋放價格信號，吸引投資、回收部分成本，這有利于減少市場力［5］。非完全競爭市場下，發電商仍可能行使市場力，在非尖峰負荷時段觸發尖峰電價，給投資者錯誤的價格信號，導致系統發電容量過剩。此外，單一電能量市場模式下電價具有很大的波動性。美國得克薩斯州電力市場非稀缺時段 電 價 約 為20 美元/(MW ?h)，而 在2019 年8 月13日由于容量充裕度不足，現貨市場電價達到9 000 美元/(MW ?h)的上限［21］，兩者相差近500倍。

2.2 容量補貼機制

容量補貼機制下，政府或特定機構根據預測評估，制定統一的容量價格，按照機組可用裝機容量進行容量付費，總費用由用戶分攤。目前應用該模式的國家有智利、阿根廷、秘魯、西班牙等。智利容量補貼水平在每月6～10 美元/kW 范圍內波動，備用機組不論是否被調度發電，都能獲得容量補貼。

固定的容量費用可以促使發電企業保持機組的可用性，促進電能量市場競爭。智利電力市場實踐經驗表明，容量補貼機制有效抑制了電能量市場價格大范圍年際波動，促進了市場的平穩發展［22］。容量補貼機制簡單易行，但容量補貼標準和各發電機組可補貼容量計算均由監管部門決定，難以有效反映容量價值［11］，長期來看弊大于利，僅適用于電力市場發展初期。

2.3 容量市場機制

容量市場機制下機組可用裝機容量作為標的，賣方為容量資源提供商，買方為系統運營商。容量市場具體組織過程與電力現貨市場相似，賣方提供容量資源報價和數量，按價格從低到高形成供給曲線。系統運營商根據可靠性指標參考機組建設成本及電能量市場收益，按照一定規則形成需求曲線。最后，由供給曲線和需求曲線在一系列約束條件下最小化容量購買成本得到容量市場出清結果，包括容量市場出清價格以及各容量資源提供商中標的容量。容量購買費用由所有市場用戶分攤。

目前應用容量市場機制的地區主要有美國PJM、紐約、英國、法國電力市場等。以美國PJM 為例，其容量市場出清模型中考慮了不同阻塞區域間容量價值的不同，并且允許風電、光伏、儲能、需求側響應等資源參與市場［23］，歷年容量市場出清價格在10～60 美元/kW 內波動，在保障電力系統充裕性、維持電力市場平穩運行方面取得了較好的效果。然而，容量市場價格的有效性很大程度上依賴于負荷預測和電能量市場收益計算的準確程度，系統運營商通常會為了保障系統而過度購買容量，損害電力用戶利益，需要逐年評估市場運行情況并改進市場參數形成過程。

3 現貨環境下的容量補貼機制

3.1 容量補貼機制概述

容量補貼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維持系統裝機容量裕度的方法。容量補貼機制在相關主管部門的指導下，通過對單位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。該機制規則相對簡單，對發電商和用戶的不確定性較小，適用于電力市場發展初期。

3.2 機組固定成本測算

固定成本是指成本總額在一定時期和一定發電量范圍內，不受發電量增減影響或影響很小的成本。通常，電廠固定成本包括外購動力費、水費、工資及福利費、折舊費、材料費、修理費、稅費、財務費用、管理費用、其他費用，可根據電廠財務報表來核算。其中，折舊費是固定成本的主要構成部分，相對客觀。因此，建議在容量補償機制設計中僅考慮投資成本的折舊費用，其余各項固定成本項體現電廠經營管理效率，應鼓勵競爭，建議不納入補償范圍。

機組年化投資成本的計算主要考慮資金的時間成本，有凈現值測算、內部收益率測算等多種方法。其中，凈現值測算被美國PJM、智利等電力市場采用，計算方式如下。

式中:C 為年化投資成本；Q 為工程單位容量固定投資費用；i 為貼現率，一般為7%；t 為機組使用年限，一般為30 年。

3.3 機組容量成本的補償

因地制宜地制定補償機制是保證市場效率的基礎。不同規模、不同類別的機組單位投資成本、市場盈利能力差別較大，例如大型燃煤機組較小型燃氣機組發電成本更低，年發電量更多，在現貨市場中的盈利能力更強，因此有必要將不同機組進行分類，分別計算補貼強度。建議按容量分為300 MW 以下、300 MW、600 MW、1 000 MW，按機組類型分為燃煤和燃氣機組。此外，對于水煤漿機組、煤矸石機組等高成本機組，實際補償時應單獨考慮。

由于中國上網電價測算中考慮投資成本，不同類型機組投資成本較為公開透明。同時，不同規模火電機組建設成本較為穩定，年際波動較為平穩，因此固定成本測算具有較好數據基礎。南方地區投產機組的成本總結如表2 所示。

表2 南方電網火電機組容量造價Table 2 Capacity cost of thermal units in southern grid

根據式（1）計算得到的年化投資成本見表3。年化投資補貼強度為237～715 元/kW，其中燃煤機組的補貼強度為323～715 元/kW，燃氣機組的補貼強度較燃煤機組的低，補貼強度為237～662 元/kW，不同裝機容量機組的補貼強度相差較大。

3.4 容量補貼的結算方式

基于不同機組類別和裝機容量的年化固定成本的精細測算，可確定容量補貼的強度。容量補貼的結算周期可以設置為每月結算，實際結算時還應考慮機組的基數電量占比、電能量與輔助服務市場收益、對系統容量充裕度的貢獻等因素進行調整。

1）當前中國電力市場中計劃與市場機制并行，市場機組每月發電量中有一部分為基數電量，其上網電價已考慮固定成本，容量補貼結算時應剔除這一部分電量。

表3 火電機組年化投資成本Table 3 Levelised investment cost of thermal units

2）容量補貼本質上是電力用戶為了維持系統的發電容量裕度而支付給發電商的費用，當機組在月內出現非計劃停運、限高等情況時，其可用發電容量會降低，從而減少對系統發電容量裕度的貢獻，對應月份的容量補貼也會減少。因此設置可用系數來表征機組對系統充裕性的貢獻程度，其計算方法如下。

3）在電能量和輔助服務市場中，機組可以回收一部分固定成本。機組發電成本與其容量相關，裝機容量越大、發電成本越低，因此可以根據機組容量來分類，分別核定電能量和輔助服務市場收入，設置市場調控系數，如式（4）所示。

式中:CO-M為該類機組的平均運維成本，為一個相對固定的值；CE-AS為該類機組過去一年的電能量市場平均凈收入，包括中長期市場、現貨市場、輔助服務市場中的收入，可由現貨市場歷史數據和機組核定發電成本計算得到，CE-AS以滑動平均的方式每月計算一次。

4）不同投產年限的機組折舊費用差異較大，計算容量補貼時應考慮這一因素，根據機組投產年限計算投產年限修正系數。投產年限修正系數的計算方法參考機組投產報表和折舊費計算公式。

為此，每月結算金額具體計算方法如下。

式中:Cm為第m 月補償費用；Cins為機組裝機容量，建議以并網調度協議中的額定有功功率為準；和Em分別為第m 月機組的市場化發電量和總發電量；為第m 月的機組投產年限修正系數。

4 容量市場機制概述

4.1 容量市場的整體架構

容量市場機制是利用市場信號維持電力系統容量充裕性的較好選擇，目前已被英國、法國、美國PJM、紐約、新英格蘭等電力市場采用。容量市場中賣方為容量資源提供商，標的為其可用容量，買方為負荷服務商，但需求曲線由系統運營商決定，最終的容量費用由負荷服務商根據其容量義務分攤。

容量市場的組織結構通常包括基本拍賣、追加拍賣、雙邊交易市場。以美國PJM 為例，其市場交易時序如圖2 所示，包括1 個基本拍賣市場、3 個追加拍賣市場和1 個雙邊交易市場?；九馁u提前3 年舉行，主要目標是通過購買不能以雙邊交易或自行發電供給形式滿足的容量需求，使系統實現容量供給平衡［7］?；九馁u市場的出清價格向市場成員提供了一個穩定的遠期價格信號，引導發電商投資，保證系統發電容量的長期充裕，減輕了現貨市場價格劇烈波動的風險。3 個追加市場分別在容量交付前的20 個月、10 個月、3 個月進行，以修正預測誤差。當出現輸電線工程未如期進行等意外情況并導致部分區域出現容量短缺問題時，美國PJM 還將額外舉行一次追加拍賣以滿足系統容量需求［24］。除了集中拍賣外，負荷服務商可以與容量資源提供商進行雙邊協商交易，自行協商交易的容量數量與價格。

圖2 美國PJM 容量市場整體架構Fig.2 Architecture of PJM capacity market in USA

4.2 容量市場需求曲線

需求曲線的設計是容量市場機制的核心內容，決定了容量市場出清價格是否合理、出清容量能否滿足系統可靠性需求。

早期容量市場的需求曲線完全無彈性，僅規定了價格上限和目標容量，供給曲線的微小變動也能造成出清價格的巨大變化。完全無彈性的需求曲線也會導致資源提供商濫用市場力，獲取超額利潤［25］。因此，目前英國、美國PJM、新英格蘭等容量市場采用的需求曲線均有一定的價格彈性，出清容量可以在目標容量附近變動，美國PJM 也稱其為可變需求曲線，如圖3 所示。

圖3 可變需求曲線與無彈性需求曲線對比Fig.3 Comparison between variable demand curve and inelastic demand curve

需求曲線的形狀主要由系統可靠性需求和新建機組凈成本決定。系統可靠性需求由系統運營商確定，再根據系統實際狀況和預測負荷按照一定算法轉化為滿足可靠性需求的最小容量。例如美國PJM和新英格蘭容量市場中系統可靠性需求均為0.1 d/a［26-27］。新建機組凈成本等于參考機組的預期建設成本減去其在電能量和輔助服務市場的期望收益。參考機組一般選擇系統的邊際機組，電能量和輔助服務市場期望收益可根據歷史出清數據得到。

需求曲線需保證在滿足期望可靠性需求時，容量價格與新建機組凈成本大致相當，當可靠性繼續增加時，容量價格下降；反之容量價格上升。當可靠性超過一定范圍時，系統裝機過剩，容量價格下降至零。

以美國PJM 容量市場為例，可變需求曲線的形狀由A，B，C 這3 點決定，各點坐標計算方法如下。

式中:PA，PB，PC分別為在A，B，C 點的容量價格；QA，QB，QC分別為在A，B，C 點的容量；CONE為參考機組的新建成本；MIRM為裝機容量裕度；REFORd為系統平均等效強迫停運率；R 為系統可靠性需求；δA，δB，δC分別為在A，B，C 點對容量的微調系數。

使A，B，C 各點代表的容量分別為系統可靠性需求等于0.11，0.02 和0 d/a 時所需的容量［27］。對于2022 年 和2023 年 交 付 年，δA，δB，δC分 別 為1.2%，1.9%和7.8%。每一次拍賣前，可變需求曲線都會根據實際情況動態調整，以確保拍賣結果在滿足可靠性需求的同時盡可能減少容量成本。

針對中國容量市場實際情況，需求曲線的制定可迭代進行。為確定需求曲線的初始形狀，首先由交易中心根據各試點實際狀況制定可靠性需求-容量曲線，再參照國外參數取法，A，B，C 這3 點的容量分別為系統可靠性需求等于0.11，0.02 和0 d/a 時所需容量，3 點的容量價格參照式（6）—式（8）。確定曲線的形狀后即可進行實際市場模擬。得到真實報價數據后，由實際報價數據進行模擬出清，同時調整需求曲線使結果最優。

4.3 新建機組凈成本

新建機組凈成本的計算包含2 個部分:①計算新建參考機組總成本；②計算參考機組在電能量和輔助服務市場的收入。兩者都與參考機組的選擇密切相關，因此首先應確定參考機組的型號。參考機組的選取應綜合考慮建設成本和對系統可靠性的貢獻，美國天然氣價格較低，燃氣機組為主流，因此美國容量市場中主要以聯合循環燃氣機組作為參考機組。水電、核電建設成本較高，風電、光伏出力不穩定，對系統可靠性貢獻低。中國天然氣資源少，氣電成本較高?？紤]到當前火電機組裝機容量占比大，建議選擇容量適中的300 MW 燃煤機組為參考機組，新建機組總成本可根據公開造價數據計算。

參考機組在電能量和輔助服務市場的收入可參考 美 國PJM 的 高 峰 調 度（peak-hour dispatch）方法［28］，也可以由市場歷史數據直接計算參考機組的平均收入。考慮到所選參考機組在市場中份額較大，建議選第2 種方案。該方案簡單易行，與實際情況更接近。

4.4 容量市場出清過程

根據系統的情況不同，容量市場按照有無約束條件分為無約束出清和有約束出清。無約束出清指僅根據供給曲線和需求曲線直接得到出清容量和價格，例如英國容量市場的出清過程以減價式拍賣的形式線上進行，自價格上限起，每輪降低一定價格。隨著容量價格的下降，參與拍賣的容量也逐漸減少，當剩余容量小于等于需求曲線上當前價格對應的容量需求時，拍賣結束，所有剩余容量以當前價格進行結算［29］。而有約束出清指在出清時考慮了其他約束條件，使出清結果更易于實際執行。例如美國PJM 容量市場中，系統阻塞嚴重，需要考慮不同子區域之間的輸電阻塞約束，因此其容量市場出清過程與電能量市場類似。容量資源提供商向系統運營商提交報價，系統依靠優化算法統一出清，其目標函數為系統總容量購買費用最小，并對每個存在輸電阻塞的子區域分別添加系統可靠性容量約束。此外，根據市場規則的變化，每年的出清算法可以根據需要修改約束條件，例如可用時段在夏季和冬季的容量資源應相等，需求側響應容量資源不超過限值等［23］。

無約束出清機制較為簡單，出清結果清晰透明，但其靈活程度不高，適用于小規模、阻塞狀況良好的電力市場。而帶約束條件的出清算法則相反，其設計較為復雜，但靈活程度高，適用于系統情況復雜、阻塞較為嚴重的電力市場。針對中國容量市場建設，考慮到初期市場規則較為簡單，不需要約束條件，可以采用無約束出清的方式，之后再隨著市場規則越來越完善逐步添加約束條件。

5 中國容量補償機制關鍵問題探討

容量補償機制的主要目的有2 個:①補償部分固定資產投資，防止現貨市場價格持續降低所帶來的機組虧損問題；②以價格機制量化機組對系統可靠性的貢獻，保障電力系統發電容量的長期充裕性。中國容量補償機制體系建設方興未艾，有一系列亟待解決的重大問題，例如中國容量補償機制建設路徑，現貨市場、中長期市場與容量補償機制的銜接，容量資源準入范圍，容量費用的分攤方式，地理分區方式以及考核與懲罰機制等，以下分別就此問題進行討論。

5.1 中國容量補償機制的“兩步走”建設思路

容量補償機制作為現貨市場的重要補充，承擔著理順機組對可靠性貢獻定價、引導電源有序投資、實現資產合理配置的重要任務，需要完備的、市場化的容量回收機制。

然而，短期而言，中國容量補償機制承擔著應對現貨市場出清價格大幅下降、彌補發電企業虧損、銜接中長期與現貨市場的迫切需求。特別是在現貨市場運行不斷深入，現貨價格持續走低的形勢下，亟需簡單可行的容量機制迅速施行并發揮作用。

因此，中國容量補償機制的建設應循序漸進，分為2 個步驟。第1 步，在電力市場建設初期采用較為簡單的容量補貼機制，以解決機組在現貨市場長期結算運行下的固定成本虧損問題，同時積累現貨市場出清結果、市場補償金額等數據，為建立容量市場提供數據支撐；第2 步，啟動容量市場機制設計研究，分析模擬運行結果，測算容量市場下機組盈利能力，補充完善容量市場規則，當容量市場規則設計較為完備、市場主體較為成熟時再啟動過渡機制。

容量補貼機制實施過程中也可逐步豐富規則，首先納入作為市場主體地位的火電機組，并逐步向儲能、可再生能源、需求側響應資源開放。將容量費用以度電成本分攤，并逐步在需求側分攤過程中體現對尖峰負荷需求的貢獻度。不考慮輸電資源對省級電網系統可靠性的貢獻度，并逐步將輸電阻塞與傳輸線的貢獻納入考量范圍。

5.2 現貨市場、中長期市場與容量補償機制的銜接

電力市場作為一個整體，市場成員在進行決策時會綜合考慮容量市場、中長期市場、現貨市場的收益，三者相互影響。在制定具體容量補償規則時，一方面要考慮市場規則之間的配合，防止出現規則漏洞，另一方面要考慮市場主體在不同市場的綜合收益，防止出現過補償或欠補償的情況。

歐美成熟的容量市場以邊際機組為基準，在新建機組凈成本計算中考慮年化投資成本以及能量市場與輔助服務市場的期望收益。由于中長期差價合約為場外合約，且基本反映了能量市場的價格與收益水平，不需要將該部分收益考慮在內。

中國處于從中長期市場向現貨市場的過渡期?，F行的中長期價差合同采用價差傳導模式，且對合約簽訂管控較為嚴格，偏差電量實行嚴格考核，導致中長期價格較高，保障了機組的部分容量收益。因此，在容量補貼強度中不僅需要考慮現貨與輔助服務市場的收益，還需要在過渡期內考慮中長期市場的可能收益。

隨著價差中長期合約逐漸向絕對價差合約過渡，中長期合約價格將向現貨出清電價回歸，中長期收益將逐步與現貨價格趨同，容量補償機制將向歐美主流機制設計過渡。

5.3 容量資源準入范圍

不同類型容量資源的特性不同，理論上容量資源的類型越多，其滿足可靠性需求的資源組合成本也更優。國外成熟的容量市場的資源準入范圍廣泛，包括發電資源、負荷管理資源、能效資源、輸電線升級、可再生能源、儲能資源等，并且允許其他市場的發電機組參與。長期來看，準入資源越豐富，越能發揮容量市場的作用，但容量市場起步階段不宜引入太多資源，可以先以傳統火電為主建設容量補償機制，后續再根據實際市場發展情況和電力系統需求逐步引入其他資源參與容量市場競爭。

此外，不同容量資源對系統可靠性的貢獻不同，需要制定一個指標統一衡量其可靠性貢獻度。例如，對于可再生能源機組，可考慮將其置信容量計入其中。對于不同儲能設備，分別分析其對系統可靠性貢獻程度。

5.4 容量費用分攤方式

是否考慮將容量費用計入市場化電量的電費、以何種方式計算單個用戶的容量費用是容量補償機制的重要問題。在國外成熟的容量市場中，容量費用最終依據用戶最高負荷與同時率等因素分配到每個用戶。

短期來看，由于中國電力體制處于計劃與市場的過渡階段，各項費用普遍按電量分攤，容量補償費用也可平均分攤到每度電中。但考慮到現貨市場中電能的時間屬性，平均分攤的方式存在從低谷用戶對尖峰用戶的交叉補貼，降低了市場的運行效率。

長期來看，中國在容量補償費用的分攤方式中應盡可能考慮用戶對尖峰負荷的貢獻度，在尖峰負荷時段，對用電多的用戶多收取容量電費，可確保市場公平性，并從容量市場的角度激勵負荷側資源主動參與電力電量平衡。實際分攤時，可根據各個用戶在一年中的尖峰負荷時段的平均用電量計算用戶的尖峰負荷貢獻度，據此加權分攤。

5.5 容量費用的分區方式

由于電力系統的特殊性，電能的生產和使用必須時刻平衡，而傳輸電能的輸電線路容量有限，可能導致某些時刻線路發生輸電阻塞，此時送入受阻節點的供電可靠性僅能由節點內的發電機組保證，這說明了不同地理位置的機組對系統內各個節點的可靠性貢獻不同。對于阻塞情況較為嚴重的電力市場，有必要根據系統阻塞進行分區，各區域分別計算補償費用。現貨市場環境下，節點電價反映了各節點的電力供需情況，電價越高的區域說明電力需求越大、輸電線路阻塞越嚴重。因此，可根據已有的現貨市場出清數據進行分區。

然而，阻塞分區也帶來了一些問題。首先，分區數量不宜太多，否則分區內容量資源數量少更容易導致賣方行使市場力。其次，各個分區內的新建機組凈成本應統一，而可靠性需求應分別制定。因為阻塞區域內的機組由于節點電價更高收入也更高，若不統一則會導致阻塞區域內的新建機組凈成本更低，容量出清價格反而會更低。相反，若統一新建機組凈成本參數而增加阻塞區域內的容量需求，出清價格將更高，價格信號更符合實際。

5.6 考核與懲罰機制

明確的獎懲機制是保障容量補償機制公信力，保證系統容量充裕性的重要環節。需在系統容量短缺時考核容量資源提供商是否提供了足夠的容量，如果沒有達到容量市場出清的容量便進行懲罰。容量短缺判據通常為實時電價，當實時電價高于給定閾值時則觸發考核。

市場懲罰一般以罰款的形式執行，罰款數額將會極大地影響市場成員行為。若罰款金額過低，則會激勵資源提供商違約；若罰款金額過高，則會抑制資源提供商參與市場的意愿。此外，不同資源提供商的供電可靠性不同但容量價格相同，勢必會抑制不確定性高的容量資源建設。因此，不同資源類型的罰金可以根據其特性靈活制定，制定原則應該是使惡意違約的資源提供商期望收益為負，而正常參與者的期望收益為正。

6 結語

本文詳細剖析了現貨市場的收入缺失問題，分析了可再生能源比例升高對現貨市場的沖擊作用，論證了容量補償機制建立的必要性?？偨Y了現行的稀缺電價、容量補貼以及容量市場機制的發展現狀和利弊。討論了容量補貼機制的執行流程、定價方法以及機制設計中的關鍵問題，提出了考慮機組電能量與輔助服務市場收益、系統可靠性貢獻度的容量補貼強度計算方案。總結了容量市場組織架構、需求曲線設計和出清方式，分析了容量市場需求曲線的設計內涵。針對中國電力市場發展現狀，探討了中國容量補償機制建設的具體問題，包括中國容量補償機制建設路徑、現貨市場、中長期市場與容量補償機制的銜接，容量資源準入范圍、容量費用的分攤方式、地理分區方式以及考核與懲罰機制。

盡管本文提出了國內容量補償機制建設路徑與初步方案，但并未定量分析容量補貼機制實施后用戶實付用電成本的變化，相關內容有待進一步研究。此外，目前各試點現貨市場規則、電源結構、電網特性等各不相同，具體容量補貼價格以及容量需求曲線的制定方案仍需進一步討論。除火電外，其他電源的容量補償機制仍有待后續研究。