适应中国电力现货市场发展的容量补偿机制初探

王 一，朱 涛，张玉欣，卢 恩，陈新宇，文劲宇

（1. 广东电力交易中心有限责任公司，广东省广州市510600；2. 华中科技大学电气与电子工程学院，湖北省武汉市430074）

0 引言

深化电力体制改革是中国电力行业进一步实现资源优化配置、提升系统运行效率、激发电力企业潜能的重要途径。自2015 年《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》［1］发布以来，中国电力市场化改革逐步从开放发电侧竞争过渡到开放售电侧竞争，从中长期双边交易扩展到现货交易。现货市场改革正在中国广东、内蒙古、甘肃等8 个地区开展试点。随着市场覆盖范围与交易量的不断扩大，发电机组的盈利模式与盈利能力正发生根本转变。

随着现货市场试点工作的不断深入，现货市场的出清价格逐渐向系统边际发电成本回归，机组收益大幅下降，边际机组固定投资成本无法回收，矛盾凸显。广东现货市场2019 年结算试运行期间，发电侧日前出清均价为0.251 元/(kW ⋅h)，实时均价为0.241 元/(kW ⋅h)［2］，广东燃煤机组平均发电成本约为0.258 元/(kW ⋅h)，通常边际机组发电成本约为0.249 元/(kW ⋅h)，现货出清价格与边际机组变动成本基本相当，前期投资成本部分已经难以回收。未来，随着可再生能源占比进一步上升，分布式光伏与陆上、海上风电机组等大量零边际成本电源参与市场，现货价格将进一步降低［3］，导致可再生能源与火电机组的投资收益大幅下降，未来投资意愿将会持续降低。

如何设计有效的容量补偿机制，确保电力投资的合理回报，保护电源投资的积极性，保持市场转型后电力系统的充裕性与可靠性，从而保障电力市场长期稳定和健康发展，是当前市场转型期内亟须解决的重要课题。合理的容量补偿机制是现货市场持续健康发展的必要补充。文献［4-8］介绍了部分国家和地区的容量市场基本情况，对于适用于中国现货市场的容量补偿机制与实施方案缺乏系统性梳理。

目前国外电力市场常用的容量补偿机制主要有稀缺电价机制、容量补贴机制、容量市场机制［4］等。稀缺电价机制下系统价格上限很高，允许系统备用容量不足时现货市场价格飙升，达到平时的几百倍，使发电商回收固定投资成本。容量补贴机制则是由监管机构根据系统电源结构、市场运行情况等通过计划方式制定容量补贴标准，按机组装机容量给予相应补贴。容量市场机制中，系统运营商根据可靠性需求、新建机组净成本等参数制定需求曲线，容量资源提供商投标形成供给曲线，随后由出清算法确定各资源提供商中标的容量及统一出清价格，以确定支付给资源提供商的容量费用。

稀缺电价机制最为市场化，对现货市场影响小，并且能充分激励需求侧响应，但其不确定性大，给发电侧和用电侧都带来了巨大风险［5］。容量补贴机制执行简单、易于实现，但其补贴标准由监管机构决定，不能准确及时地反映容量价值［6］。容量市场机制供给曲线由市场成员决定，需求曲线由监管机构制定，容量价格较容量补贴机制更接近市场的真实情况，但需求曲线对容量价格影响巨大，需要系统运营商有较强的系统可靠性计算能力［7］。

本文围绕国内电力市场建设现状，讨论了现货市场的收入充裕性问题，论证建立容量补偿机制的必要性，同时参考国外典型容量补偿机制的设计思路，提出了建设国内容量市场机制的实施路线与具体方案。

1 现货市场的收入缺失问题

1.1 收入缺失问题

全球主流电力现货市场的定价机制均为边际成本定价。发电机组向交易中心提供出售的电力和报价，按价格从低到高形成供给曲线，供给曲线与预测电力需求的交点对应的价格作为市场出清电价、位于交点的报价机组为边际机组，发电商报价低于出清电价的电力得以售出。

完全竞争市场的理想状况下，发电机组的最优报价策略是按边际成本报价，系统在某一时刻的出清电价即为该时刻边际机组的运行成本。对中标的非边际机组而言，边际电价高于其发电成本，故可回收部分容量成本。对运行成本较高的边际机组而言，系统出清电价与其运行成本接近，固定成本不能完全回收，不足的部分被称为收入缺失问题。现货市场收入缺失问题最早由哈佛大学著名电力市场专家William Hogan 教授总结提炼［4］。

理论上，当机组投资意愿持续下降，系统发电容量严重不足时，市场会频繁出现稀缺电价，从而使边际机组可足够覆盖其运行投资成本。然而，各国电力市场为保证电力系统安全，必须使装机容量达到一定充裕度；为限制市场力，均设置了远低于稀缺时段电能价值的价格上限，例如国内试点地区价格上限普遍在1 500 元/(kW ⋅h)左右，不到平均价格的10 倍。因此，现货市场稀缺电价的幅值和频度均被极大抑制，边际机组在电力市场上的收入不能覆盖其投资运行成本［9-11］。

1.2 中国电力现货市场对容量机制的迫切需求

截至2020 年7 月，中国现货市场试点区域均完成现货市场结算试运行，出清电价如表1 所示。表中数据来源于各市场运行通报与国家能源局《2018 年度全国电力价格情况监管通报》［2，12-13］。除蒙西外，其余7 个现货试点地区日前市场出清价格均低于燃煤机组上网电价，与边际机组运行成本相当。

尽管当前试运行时间较短、不能反映全年各时段电价情况，但已足以说明在当前电力供需关系下，各试点现货市场平均价格明显低于当前火电机组上网电价。若无中长期市场提前锁定收益，火电机组收入将大幅下降，面临大范围亏损。

表1 现货试点地区试运行情况Table 1 Trial run situation of electricity spot market pilot areas

当前现货市场试点地区出清平均价格偏低的原因有如下3 点。

1）供需结构矛盾突出。“十二五”期间煤电装机速度过快，高于负荷增速，导致煤电装机容量过剩，火电机组年利用小数持续走低，2019 年全国6 MW及以上火电发电设备平均利用小时仅为4 293 h，进入现货市场后发电侧竞争将非常激烈，导致火电机组大部分时间按边际成本报价。

2）电源结构以煤电为主。欧美国家边际机组多为燃气、燃油机组，非边际机组盈利能力较强。中国电力市场电源结构以煤电为主，由于中国已淘汰部分落后产能（小型火电机组全面关停），系统边际机组多为大中型燃煤机组，非边际机组的运行成本与边际出清电价极为接近。据估算，广东百万千瓦级超临界机组的边际煤耗成本约为0.227 元/(kW ⋅h)，仅比边际机组发电燃料成本低0.022 元/(kW ⋅h)，现货市场盈利空间极为有限。

3）现行规则下，现货结算试运行时间短，且绝大部分电量价格已被中长期市场锁定，发电侧博弈意愿不强。广东电力现货市场2020 年8 月全月结算试运行时大多数市场机组为避免偏差考核，选择优先保量的报价策略，从而导致现货市场出清价格偏低，全月平均现货价格仅为0.19 元/(kW ⋅h)，远低于发改委批复上网电价。

当前中国火电装机容量占比约为60%。随着今后现货市场进入长期结算试运行且中长期合约价格逐渐回归到现货市场价格，收入缺失问题在中国现货市场改革中将更为突出。如何解决收入缺失问题事关中国电力现货改革的成败，因此有必要在当前市场规则体系中引入合适的容量补偿机制。

1.3 高比例可再生能源接入下的市场冲击

可再生能源的大规模接入对中国现货市场产生巨大冲击。中国在巴黎气候变化大会中承诺，到2030 年终端能源消费中可再生能源比例达到20%，由于几乎所有可再生能源形式都需要转化为电能来利用，电力系统可再生能源比例届时预计达到40%以上。

国际实践经验表明，可再生能源装机容量增加均导致电价不同程度的降低［14-17］。例如，若美国中西部电力系统运营商（midcontinent independent system operator，MISO）的风电装机容量占比从9.3% 增加至50.9%，年均出清电价将降低40.8%［18］。

除降低出清电价外，零边际成本机组的大量接入也降低了尖峰负荷机组的年利用小时数，加剧了尖峰负荷机组的亏损，抑制了投资尖峰负荷机组的意愿［19］。由于风电、光伏电源出力的不确定性，为提高系统消纳能力需投资大量高灵活性机组以及储能设备，但仅凭电能量与辅助服务市场将无法有效激励投资，限制了系统接入可再生能源的能力［20］。

这一问题预计在中国将更为突出。以中国西北地区为例，对西北区域当前所有火电机组和运行成本进行分析，汇总得到原始报价曲线如图1 所示，在其平均负荷为100 GW 的水平下，平均出清电价约为185 元/(MW ⋅h)。 而 考 虑 西 北 电 网 当 前 约97 GW 的风电和光伏装机容量后，由于可再生能源边际成本为零，供给曲线向右平移。相同负荷水平下，平均出清电价降至约97 元/(MW ⋅h)，下降比例达47%。并且西北电网负荷水平较低，若不考虑外送电量，其全年零电价时段占比将会达到约38%。因此，随着可再生能源比例的提升，合理高效的容量补偿机制对市场的支撑作用将愈发显著。

2 世界主要固定投资成本回收机制

自20 世纪80 年代全世界范围内开展电力市场化改革起，各国电力市场一直致力于解决电力现货市场固有的收入缺失问题，由此形成了3 种主要的固定投资成本回收机制。

2.1 稀缺电价机制

稀缺电价机制不单独设立固定投资回收机制，发电商通过单一电能量市场中的尖峰价格来回收投资成本。稀缺电价机制在一定程度上缓解了收入缺失问题，但监管机构出于削弱发电商市场力考虑，仍会设定稀缺价格上限，价格上限一般参考失负荷价值确定。目前澳大利亚和美国得州采用该模式，澳大利亚价格上限为13 800 澳元/(MW ⋅h)，得州价格上限初期 为 1 000 美元/(MW ⋅h)，后 续 逐 步 上 涨 到9 000 美元/(MW ⋅h)［21］。

图1 西北可再生能源对系统报价曲线和出清电价的影响Fig.1 Influence of renewable energy in northwest China on system bidding curves and clearing price

美国得克萨斯州市场电能量结算价格为节点边际价格、备用价格增量、可靠性价格增量3 个部分之和［6］。当系统发生电能短缺时，可以通过备用价格增量、可靠性价格增量释放价格信号，吸引投资、回收部分成本，这有利于减少市场力［5］。非完全竞争市场下，发电商仍可能行使市场力，在非尖峰负荷时段触发尖峰电价，给投资者错误的价格信号，导致系统发电容量过剩。此外，单一电能量市场模式下电价具有很大的波动性。美国得克萨斯州电力市场非稀缺时段 电 价 约 为20 美元/(MW ⋅h)，而 在2019 年8 月13日由于容量充裕度不足，现货市场电价达到9 000 美元/(MW ⋅h)的上限［21］，两者相差近500倍。

2.2 容量补贴机制

容量补贴机制下，政府或特定机构根据预测评估，制定统一的容量价格，按照机组可用装机容量进行容量付费，总费用由用户分摊。目前应用该模式的国家有智利、阿根廷、秘鲁、西班牙等。智利容量补贴水平在每月6～10 美元/kW 范围内波动，备用机组不论是否被调度发电，都能获得容量补贴。

固定的容量费用可以促使发电企业保持机组的可用性，促进电能量市场竞争。智利电力市场实践经验表明，容量补贴机制有效抑制了电能量市场价格大范围年际波动，促进了市场的平稳发展［22］。容量补贴机制简单易行，但容量补贴标准和各发电机组可补贴容量计算均由监管部门决定，难以有效反映容量价值［11］，长期来看弊大于利，仅适用于电力市场发展初期。

2.3 容量市场机制

容量市场机制下机组可用装机容量作为标的，卖方为容量资源提供商，买方为系统运营商。容量市场具体组织过程与电力现货市场相似，卖方提供容量资源报价和数量，按价格从低到高形成供给曲线。系统运营商根据可靠性指标参考机组建设成本及电能量市场收益，按照一定规则形成需求曲线。最后，由供给曲线和需求曲线在一系列约束条件下最小化容量购买成本得到容量市场出清结果，包括容量市场出清价格以及各容量资源提供商中标的容量。容量购买费用由所有市场用户分摊。

目前应用容量市场机制的地区主要有美国PJM、纽约、英国、法国电力市场等。以美国PJM 为例，其容量市场出清模型中考虑了不同阻塞区域间容量价值的不同，并且允许风电、光伏、储能、需求侧响应等资源参与市场［23］，历年容量市场出清价格在10～60 美元/kW 内波动，在保障电力系统充裕性、维持电力市场平稳运行方面取得了较好的效果。然而，容量市场价格的有效性很大程度上依赖于负荷预测和电能量市场收益计算的准确程度，系统运营商通常会为了保障系统而过度购买容量，损害电力用户利益，需要逐年评估市场运行情况并改进市场参数形成过程。

3 现货环境下的容量补贴机制

3.1 容量补贴机制概述

容量补贴机制是对发电企业的装机容量或可用容量进行直接补偿以维持系统装机容量裕度的方法。容量补贴机制在相关主管部门的指导下，通过对单位补偿标准和各发电机组可补偿容量的核算，实现对发电容量成本的合理补偿。该机制规则相对简单，对发电商和用户的不确定性较小，适用于电力市场发展初期。

3.2 机组固定成本测算

固定成本是指成本总额在一定时期和一定发电量范围内，不受发电量增减影响或影响很小的成本。通常，电厂固定成本包括外购动力费、水费、工资及福利费、折旧费、材料费、修理费、税费、财务费用、管理费用、其他费用，可根据电厂财务报表来核算。其中，折旧费是固定成本的主要构成部分，相对客观。因此，建议在容量补偿机制设计中仅考虑投资成本的折旧费用，其余各项固定成本项体现电厂经营管理效率，应鼓励竞争，建议不纳入补偿范围。

机组年化投资成本的计算主要考虑资金的时间成本，有净现值测算、内部收益率测算等多种方法。其中，净现值测算被美国PJM、智利等电力市场采用，计算方式如下。

式中:C 为年化投资成本；Q 为工程单位容量固定投资费用；i 为贴现率，一般为7%；t 为机组使用年限，一般为30 年。

3.3 机组容量成本的补偿

因地制宜地制定补偿机制是保证市场效率的基础。不同规模、不同类别的机组单位投资成本、市场盈利能力差别较大，例如大型燃煤机组较小型燃气机组发电成本更低，年发电量更多，在现货市场中的盈利能力更强，因此有必要将不同机组进行分类，分别计算补贴强度。建议按容量分为300 MW 以下、300 MW、600 MW、1 000 MW，按机组类型分为燃煤和燃气机组。此外，对于水煤浆机组、煤矸石机组等高成本机组，实际补偿时应单独考虑。

由于中国上网电价测算中考虑投资成本，不同类型机组投资成本较为公开透明。同时，不同规模火电机组建设成本较为稳定，年际波动较为平稳，因此固定成本测算具有较好数据基础。南方地区投产机组的成本总结如表2 所示。

表2 南方电网火电机组容量造价Table 2 Capacity cost of thermal units in southern grid

根据式（1）计算得到的年化投资成本见表3。年化投资补贴强度为237～715 元/kW，其中燃煤机组的补贴强度为323～715 元/kW，燃气机组的补贴强度较燃煤机组的低，补贴强度为237～662 元/kW，不同装机容量机组的补贴强度相差较大。

3.4 容量补贴的结算方式

基于不同机组类别和装机容量的年化固定成本的精细测算，可确定容量补贴的强度。容量补贴的结算周期可以设置为每月结算，实际结算时还应考虑机组的基数电量占比、电能量与辅助服务市场收益、对系统容量充裕度的贡献等因素进行调整。

1）当前中国电力市场中计划与市场机制并行，市场机组每月发电量中有一部分为基数电量，其上网电价已考虑固定成本，容量补贴结算时应剔除这一部分电量。

表3 火电机组年化投资成本Table 3 Levelised investment cost of thermal units

2）容量补贴本质上是电力用户为了维持系统的发电容量裕度而支付给发电商的费用，当机组在月内出现非计划停运、限高等情况时，其可用发电容量会降低，从而减少对系统发电容量裕度的贡献，对应月份的容量补贴也会减少。因此设置可用系数来表征机组对系统充裕性的贡献程度，其计算方法如下。

3）在电能量和辅助服务市场中，机组可以回收一部分固定成本。机组发电成本与其容量相关，装机容量越大、发电成本越低，因此可以根据机组容量来分类，分别核定电能量和辅助服务市场收入，设置市场调控系数，如式（4）所示。

式中:CO-M为该类机组的平均运维成本，为一个相对固定的值；CE-AS为该类机组过去一年的电能量市场平均净收入，包括中长期市场、现货市场、辅助服务市场中的收入，可由现货市场历史数据和机组核定发电成本计算得到，CE-AS以滑动平均的方式每月计算一次。

4）不同投产年限的机组折旧费用差异较大，计算容量补贴时应考虑这一因素，根据机组投产年限计算投产年限修正系数。投产年限修正系数的计算方法参考机组投产报表和折旧费计算公式。

为此，每月结算金额具体计算方法如下。

式中:Cm为第m 月补偿费用；Cins为机组装机容量，建议以并网调度协议中的额定有功功率为准；和Em分别为第m 月机组的市场化发电量和总发电量；为第m 月的机组投产年限修正系数。

4 容量市场机制概述

4.1 容量市场的整体架构

容量市场机制是利用市场信号维持电力系统容量充裕性的较好选择，目前已被英国、法国、美国PJM、纽约、新英格兰等电力市场采用。容量市场中卖方为容量资源提供商，标的为其可用容量，买方为负荷服务商，但需求曲线由系统运营商决定，最终的容量费用由负荷服务商根据其容量义务分摊。

容量市场的组织结构通常包括基本拍卖、追加拍卖、双边交易市场。以美国PJM 为例，其市场交易时序如图2 所示，包括1 个基本拍卖市场、3 个追加拍卖市场和1 个双边交易市场。基本拍卖提前3 年举行，主要目标是通过购买不能以双边交易或自行发电供给形式满足的容量需求，使系统实现容量供给平衡［7］。基本拍卖市场的出清价格向市场成员提供了一个稳定的远期价格信号，引导发电商投资，保证系统发电容量的长期充裕，减轻了现货市场价格剧烈波动的风险。3 个追加市场分别在容量交付前的20 个月、10 个月、3 个月进行，以修正预测误差。当出现输电线工程未如期进行等意外情况并导致部分区域出现容量短缺问题时，美国PJM 还将额外举行一次追加拍卖以满足系统容量需求［24］。除了集中拍卖外，负荷服务商可以与容量资源提供商进行双边协商交易，自行协商交易的容量数量与价格。

图2 美国PJM 容量市场整体架构Fig.2 Architecture of PJM capacity market in USA

4.2 容量市场需求曲线

需求曲线的设计是容量市场机制的核心内容，决定了容量市场出清价格是否合理、出清容量能否满足系统可靠性需求。

早期容量市场的需求曲线完全无弹性，仅规定了价格上限和目标容量，供给曲线的微小变动也能造成出清价格的巨大变化。完全无弹性的需求曲线也会导致资源提供商滥用市场力，获取超额利润［25］。因此，目前英国、美国PJM、新英格兰等容量市场采用的需求曲线均有一定的价格弹性，出清容量可以在目标容量附近变动，美国PJM 也称其为可变需求曲线，如图3 所示。

图3 可变需求曲线与无弹性需求曲线对比Fig.3 Comparison between variable demand curve and inelastic demand curve

需求曲线的形状主要由系统可靠性需求和新建机组净成本决定。系统可靠性需求由系统运营商确定，再根据系统实际状况和预测负荷按照一定算法转化为满足可靠性需求的最小容量。例如美国PJM和新英格兰容量市场中系统可靠性需求均为0.1 d/a［26-27］。新建机组净成本等于参考机组的预期建设成本减去其在电能量和辅助服务市场的期望收益。参考机组一般选择系统的边际机组，电能量和辅助服务市场期望收益可根据历史出清数据得到。

需求曲线需保证在满足期望可靠性需求时，容量价格与新建机组净成本大致相当，当可靠性继续增加时，容量价格下降；反之容量价格上升。当可靠性超过一定范围时，系统装机过剩，容量价格下降至零。

以美国PJM 容量市场为例，可变需求曲线的形状由A，B，C 这3 点决定，各点坐标计算方法如下。

式中:PA，PB，PC分别为在A，B，C 点的容量价格；QA，QB，QC分别为在A，B，C 点的容量；CONE为参考机组的新建成本；MIRM为装机容量裕度；REFORd为系统平均等效强迫停运率；R 为系统可靠性需求；δA，δB，δC分别为在A，B，C 点对容量的微调系数。

使A，B，C 各点代表的容量分别为系统可靠性需求等于0.11，0.02 和0 d/a 时所需的容量［27］。对于2022 年 和2023 年 交 付 年，δA，δB，δC分 别 为1.2%，1.9%和7.8%。每一次拍卖前，可变需求曲线都会根据实际情况动态调整，以确保拍卖结果在满足可靠性需求的同时尽可能减少容量成本。

针对中国容量市场实际情况，需求曲线的制定可迭代进行。为确定需求曲线的初始形状，首先由交易中心根据各试点实际状况制定可靠性需求-容量曲线，再参照国外参数取法，A，B，C 这3 点的容量分别为系统可靠性需求等于0.11，0.02 和0 d/a 时所需容量，3 点的容量价格参照式（6）—式（8）。确定曲线的形状后即可进行实际市场模拟。得到真实报价数据后，由实际报价数据进行模拟出清，同时调整需求曲线使结果最优。

4.3 新建机组净成本

新建机组净成本的计算包含2 个部分:①计算新建参考机组总成本；②计算参考机组在电能量和辅助服务市场的收入。两者都与参考机组的选择密切相关，因此首先应确定参考机组的型号。参考机组的选取应综合考虑建设成本和对系统可靠性的贡献，美国天然气价格较低，燃气机组为主流，因此美国容量市场中主要以联合循环燃气机组作为参考机组。水电、核电建设成本较高，风电、光伏出力不稳定，对系统可靠性贡献低。中国天然气资源少，气电成本较高。考虑到当前火电机组装机容量占比大，建议选择容量适中的300 MW 燃煤机组为参考机组，新建机组总成本可根据公开造价数据计算。

参考机组在电能量和辅助服务市场的收入可参考 美 国PJM 的 高 峰 调 度（peak-hour dispatch）方法［28］，也可以由市场历史数据直接计算参考机组的平均收入。考虑到所选参考机组在市场中份额较大，建议选第2 种方案。该方案简单易行，与实际情况更接近。

4.4 容量市场出清过程

根据系统的情况不同，容量市场按照有无约束条件分为无约束出清和有约束出清。无约束出清指仅根据供给曲线和需求曲线直接得到出清容量和价格，例如英国容量市场的出清过程以减价式拍卖的形式线上进行，自价格上限起，每轮降低一定价格。随着容量价格的下降，参与拍卖的容量也逐渐减少，当剩余容量小于等于需求曲线上当前价格对应的容量需求时，拍卖结束，所有剩余容量以当前价格进行结算［29］。而有约束出清指在出清时考虑了其他约束条件，使出清结果更易于实际执行。例如美国PJM 容量市场中，系统阻塞严重，需要考虑不同子区域之间的输电阻塞约束，因此其容量市场出清过程与电能量市场类似。容量资源提供商向系统运营商提交报价，系统依靠优化算法统一出清，其目标函数为系统总容量购买费用最小，并对每个存在输电阻塞的子区域分别添加系统可靠性容量约束。此外，根据市场规则的变化，每年的出清算法可以根据需要修改约束条件，例如可用时段在夏季和冬季的容量资源应相等，需求侧响应容量资源不超过限值等［23］。

无约束出清机制较为简单，出清结果清晰透明，但其灵活程度不高，适用于小规模、阻塞状况良好的电力市场。而带约束条件的出清算法则相反，其设计较为复杂，但灵活程度高，适用于系统情况复杂、阻塞较为严重的电力市场。针对中国容量市场建设，考虑到初期市场规则较为简单，不需要约束条件，可以采用无约束出清的方式，之后再随着市场规则越来越完善逐步添加约束条件。

5 中国容量补偿机制关键问题探讨

容量补偿机制的主要目的有2 个:①补偿部分固定资产投资，防止现货市场价格持续降低所带来的机组亏损问题；②以价格机制量化机组对系统可靠性的贡献，保障电力系统发电容量的长期充裕性。中国容量补偿机制体系建设方兴未艾，有一系列亟待解决的重大问题，例如中国容量补偿机制建设路径，现货市场、中长期市场与容量补偿机制的衔接，容量资源准入范围，容量费用的分摊方式，地理分区方式以及考核与惩罚机制等，以下分别就此问题进行讨论。

5.1 中国容量补偿机制的“两步走”建设思路

容量补偿机制作为现货市场的重要补充，承担着理顺机组对可靠性贡献定价、引导电源有序投资、实现资产合理配置的重要任务，需要完备的、市场化的容量回收机制。

然而，短期而言，中国容量补偿机制承担着应对现货市场出清价格大幅下降、弥补发电企业亏损、衔接中长期与现货市场的迫切需求。特别是在现货市场运行不断深入，现货价格持续走低的形势下，亟需简单可行的容量机制迅速施行并发挥作用。

因此，中国容量补偿机制的建设应循序渐进，分为2 个步骤。第1 步，在电力市场建设初期采用较为简单的容量补贴机制，以解决机组在现货市场长期结算运行下的固定成本亏损问题，同时积累现货市场出清结果、市场补偿金额等数据，为建立容量市场提供数据支撑；第2 步，启动容量市场机制设计研究，分析模拟运行结果，测算容量市场下机组盈利能力，补充完善容量市场规则，当容量市场规则设计较为完备、市场主体较为成熟时再启动过渡机制。

容量补贴机制实施过程中也可逐步丰富规则，首先纳入作为市场主体地位的火电机组，并逐步向储能、可再生能源、需求侧响应资源开放。将容量费用以度电成本分摊，并逐步在需求侧分摊过程中体现对尖峰负荷需求的贡献度。不考虑输电资源对省级电网系统可靠性的贡献度，并逐步将输电阻塞与传输线的贡献纳入考量范围。

5.2 现货市场、中长期市场与容量补偿机制的衔接

电力市场作为一个整体，市场成员在进行决策时会综合考虑容量市场、中长期市场、现货市场的收益，三者相互影响。在制定具体容量补偿规则时，一方面要考虑市场规则之间的配合，防止出现规则漏洞，另一方面要考虑市场主体在不同市场的综合收益，防止出现过补偿或欠补偿的情况。

欧美成熟的容量市场以边际机组为基准，在新建机组净成本计算中考虑年化投资成本以及能量市场与辅助服务市场的期望收益。由于中长期差价合约为场外合约，且基本反映了能量市场的价格与收益水平，不需要将该部分收益考虑在内。

中国处于从中长期市场向现货市场的过渡期。现行的中长期价差合同采用价差传导模式，且对合约签订管控较为严格，偏差电量实行严格考核，导致中长期价格较高，保障了机组的部分容量收益。因此，在容量补贴强度中不仅需要考虑现货与辅助服务市场的收益，还需要在过渡期内考虑中长期市场的可能收益。

随着价差中长期合约逐渐向绝对价差合约过渡，中长期合约价格将向现货出清电价回归，中长期收益将逐步与现货价格趋同，容量补偿机制将向欧美主流机制设计过渡。

5.3 容量资源准入范围

不同类型容量资源的特性不同，理论上容量资源的类型越多，其满足可靠性需求的资源组合成本也更优。国外成熟的容量市场的资源准入范围广泛，包括发电资源、负荷管理资源、能效资源、输电线升级、可再生能源、储能资源等，并且允许其他市场的发电机组参与。长期来看，准入资源越丰富，越能发挥容量市场的作用，但容量市场起步阶段不宜引入太多资源，可以先以传统火电为主建设容量补偿机制，后续再根据实际市场发展情况和电力系统需求逐步引入其他资源参与容量市场竞争。

此外，不同容量资源对系统可靠性的贡献不同，需要制定一个指标统一衡量其可靠性贡献度。例如，对于可再生能源机组，可考虑将其置信容量计入其中。对于不同储能设备，分别分析其对系统可靠性贡献程度。

5.4 容量费用分摊方式

是否考虑将容量费用计入市场化电量的电费、以何种方式计算单个用户的容量费用是容量补偿机制的重要问题。在国外成熟的容量市场中，容量费用最终依据用户最高负荷与同时率等因素分配到每个用户。

短期来看，由于中国电力体制处于计划与市场的过渡阶段，各项费用普遍按电量分摊，容量补偿费用也可平均分摊到每度电中。但考虑到现货市场中电能的时间属性，平均分摊的方式存在从低谷用户对尖峰用户的交叉补贴，降低了市场的运行效率。

长期来看，中国在容量补偿费用的分摊方式中应尽可能考虑用户对尖峰负荷的贡献度，在尖峰负荷时段，对用电多的用户多收取容量电费，可确保市场公平性，并从容量市场的角度激励负荷侧资源主动参与电力电量平衡。实际分摊时，可根据各个用户在一年中的尖峰负荷时段的平均用电量计算用户的尖峰负荷贡献度，据此加权分摊。

5.5 容量费用的分区方式

由于电力系统的特殊性，电能的生产和使用必须时刻平衡，而传输电能的输电线路容量有限，可能导致某些时刻线路发生输电阻塞，此时送入受阻节点的供电可靠性仅能由节点内的发电机组保证，这说明了不同地理位置的机组对系统内各个节点的可靠性贡献不同。对于阻塞情况较为严重的电力市场，有必要根据系统阻塞进行分区，各区域分别计算补偿费用。现货市场环境下，节点电价反映了各节点的电力供需情况，电价越高的区域说明电力需求越大、输电线路阻塞越严重。因此，可根据已有的现货市场出清数据进行分区。

然而，阻塞分区也带来了一些问题。首先，分区数量不宜太多，否则分区内容量资源数量少更容易导致卖方行使市场力。其次，各个分区内的新建机组净成本应统一，而可靠性需求应分别制定。因为阻塞区域内的机组由于节点电价更高收入也更高，若不统一则会导致阻塞区域内的新建机组净成本更低，容量出清价格反而会更低。相反，若统一新建机组净成本参数而增加阻塞区域内的容量需求，出清价格将更高，价格信号更符合实际。

5.6 考核与惩罚机制

明确的奖惩机制是保障容量补偿机制公信力，保证系统容量充裕性的重要环节。需在系统容量短缺时考核容量资源提供商是否提供了足够的容量，如果没有达到容量市场出清的容量便进行惩罚。容量短缺判据通常为实时电价，当实时电价高于给定阈值时则触发考核。

市场惩罚一般以罚款的形式执行，罚款数额将会极大地影响市场成员行为。若罚款金额过低，则会激励资源提供商违约；若罚款金额过高，则会抑制资源提供商参与市场的意愿。此外，不同资源提供商的供电可靠性不同但容量价格相同，势必会抑制不确定性高的容量资源建设。因此，不同资源类型的罚金可以根据其特性灵活制定，制定原则应该是使恶意违约的资源提供商期望收益为负，而正常参与者的期望收益为正。

6 结语

本文详细剖析了现货市场的收入缺失问题，分析了可再生能源比例升高对现货市场的冲击作用，论证了容量补偿机制建立的必要性。总结了现行的稀缺电价、容量补贴以及容量市场机制的发展现状和利弊。讨论了容量补贴机制的执行流程、定价方法以及机制设计中的关键问题，提出了考虑机组电能量与辅助服务市场收益、系统可靠性贡献度的容量补贴强度计算方案。总结了容量市场组织架构、需求曲线设计和出清方式，分析了容量市场需求曲线的设计内涵。针对中国电力市场发展现状，探讨了中国容量补偿机制建设的具体问题，包括中国容量补偿机制建设路径、现货市场、中长期市场与容量补偿机制的衔接，容量资源准入范围、容量费用的分摊方式、地理分区方式以及考核与惩罚机制。

尽管本文提出了国内容量补偿机制建设路径与初步方案，但并未定量分析容量补贴机制实施后用户实付用电成本的变化，相关内容有待进一步研究。此外，目前各试点现货市场规则、电源结构、电网特性等各不相同，具体容量补贴价格以及容量需求曲线的制定方案仍需进一步讨论。除火电外，其他电源的容量补偿机制仍有待后续研究。