保障发电容量充裕度的可靠性期权机制综述及启示

刘润泽，荆朝霞，黄宁馨，刘泽扬

(华南理工大学 电力学院，广东 广州 510641)

电力市场环境下，如何保证发电容量的充裕性是市场设计的重要内容。之所以要单独设计发电容量充裕度机制，主要原因是：一方面，市场营运后价格的波动性和政策不确定性会增大发电投资的风险从而影响发电投资；另一方面，电作为社会的基本生产资料和生活资料，电价常常受到较为严格的管制，也受到很多政策的影响，这会造成市场价格与其真实价值之间的差异。一些学者用缺失市场(missing market)和缺失收益(missing money)来说明以上问题。在以新能源为主的电力系统中，大量出力波动和随机的风电、太阳能等发电的存在，会加剧以上问题[1]。国际上，2001年的美国加利福尼亚州(以下简称“加州”)停电等一些典型的缺电、停电事件促进了学术界、工业界对电力市场环境下发电容量充裕性的关注。在我国，随着市场建设的深入、供需形式的变化以及“双碳”目标下电源结构的变化，发电容量充裕度问题也引起了越来越多的重视。

市场环境下保证发电容量充裕度的机制/方法有多种[2]，包括战略备用机制、容量补偿机制、稀缺定价(administrative scarcity pricing)机制、价格增量机制、容量市场机制、中长期合约机制等。本文将其分为两大类：容量机制和稀缺定价机制。在稀缺定价机制下，发电资源仅根据在市场中的实际发电(含辅助服务)获得收益，又称单一能量市场机制；容量机制下，发电资源除了发电收益，其全部或部分容量还可以得到另外一部分补偿。两类方法根据其价格形成机制、配套规则等的不同，又分为不同的子类型。稀缺定价机制按供给紧张时段高电价的形成方法分为市场化高电价[3](澳大利亚)与价格增量[4](美国得克萨斯州，以下简称“得州”)；容量机制按容量补偿价格的形成方式分为容量补偿方式和容量市场方式，容量补偿方式又分全部容量补偿和部分容量补偿，容量市场方式又分集中式容量拍卖和分散式容量义务等。

稀缺定价机制和容量机制各有优缺点，不同学者对其评价不一。总体上，稀缺定价机制适用于市场机制比较完善，没有或比较少电价扭曲的政策或市场机制的系统，主要问题是在电力供需变化较大时，现货市场的价格波动也会比较大，需要有相关的配套机制、工具来帮助市场主体规避、降低风险，对市场主体的风险管理能力也有较高的要求。容量机制相对比较稳妥，可以使得市场的价格比较平稳，是大多数管制机制比较推崇的机制，也是很多发电企业希望的市场机制。其存在的问题包括：容量补偿价格或容量需求需要由市场运营机构来确定，可能造成过补偿，增加整体供电成本[5]；容量补偿的存在会扭曲能量市场价格，一些情况下反而限制新投资的进入[6]。

国际上，不同国家/地区采用的发电容量充裕度机制各异。美国除了得州外的大多数市场采用容量市场机制[7]，如宾西法尼亚-新泽西-马里兰联合电力市场(Pennsylvania, Jersey, and Maryland, PJM)、加州、纽约，能量市场也采用了相对比较低的价格上限。得州、澳大利亚市场都采用了稀缺定价机制，批发市场的价格上限分别为9 000 美元/MWh和13 800 澳元/MWh，2个市场的区别在于稀缺情况下高电价的形成机制不同。欧洲多个国家/地区采用了战略备用、容量市场等机制，但欧盟于2019年颁布的法案[8]中明确规定，目标机制是稀缺定价机制，即市场不对容量进行补偿，也不设置价格上限。同时规定，各国/地区可以在市场机制尚不完善，尚存在扭曲市场的相关机制，且在发电容量充裕度无法满足的情况下，才能作为临时性措施实施容量机制，并必须制订逐渐去除容量机制的措施。

在我国，发电容量充裕度问题也引起了多个电力市场和学者的重视。目前，全国11个省(自治区、直辖市)提出要研究建立容量补偿机制，山东[9]、广东[10]2个省份已经出台容量补偿政策，但是现有政策还处于非市场化的阶段。一些文献对国外发电容量充裕度机制进行综述[11-14]，但重点关注集中式容量市场；也有一些文献进行容量机制的仿真[15-16]，但主要针对集中式容量市场机制。我国发电容量充裕度机制方面的现有文献也多数围绕集中式容量市场进行设计[17-19]，而对其他类型的充裕度模式设计与讨论则较少。总而言之，无论是学界还是实践方面，目前我国的主流观点和方案是初期采取容量补偿方式、远期建设容量市场，鲜少关注其他模式。

电力市场建设具有路径依赖性，实施后规则修改的难度大，成本高。发电容量充裕度机制是电力市场机制设计的一个核心内容，其机制的选择会影响价格上限设定、市场力监控、信息披露等多个方面的内容[14]。学术界在充裕度机制方面尚未达成完全一致的意见[20]，实践上不同国家和地区的相关机制在不断演进，新能源为主体的电力系统建设也带来了一些新的挑战[21]。我国在进行充裕度机制设计时，不能直接照搬照抄国外现行的集中式容量市场等机制。

可靠性期权(reliability options，RO)是一种基于金融产品中的期权理念的发电容量充裕度机制，作为一种金融工具，给予期权持有者调用发电容量并获得对应电量实际电价与执行价格之间的正差值收益的权利，与一般期权的差别在于其拍卖由市场运营机构组织，期权费按一定方式分摊给用户侧。可靠性期权的概念最早在文献[22]中提出，随后相关理论和方法不断完善[23-26]。可靠性期权按组织方式分为集中式和分散式两大类：集中式[23-25]模式下，市场运营机构代表所有用户作为单一购买方购买；分散式[26]模式下，由用户侧市场主体直接购买。

可靠性期权一方面可以类似容量机制提前给发电资源一定的收入保障，降低发用双方的风险，另一方面从机制上解决了容量机制对能量市场造成价格扭曲、增加系统总成本等问题，已经在多个国家和地区应用与实践，包括哥伦比亚[27]、新英格兰[28]和爱尔兰[29]、意大利[30]等。以上4个市场早期均采用了容量机制，运行若干年后改为可靠性期权。

本文首先对可靠性期权机制的原理进行介绍，然后对实施此机制的重要模块进行分析，包括结算原理、需求曲线、运作流程等。然后针对爱尔兰、意大利电力市场，对不同市场的具体细节特征进行分析。最后，结合我国实际情况提出建议。

1 可靠性期权机制特征

1.1 可靠性期权的基本原理

基于可靠性期权的发电容量充裕度机制融合了稀缺定价、容量市场、期权的特性，主要特点和基本原理如下。

a)类似集中式容量市场，由市场运营机构在远期确定容量的需求，以确定可靠性期权的数量。

b)由市场运营机构组织可靠性期权的拍卖，确定期权的价格。拍卖总体流程类似集中式容量市场，具体拍卖机制等方面与其有区别。

c)与容量市场的区别主要在于结算机制：可靠性期权中中标的容量获得类似容量补偿的期权费，但需要将现货市场中高于执行价的正差值收益返回给市场运营机构。

d)可靠性期权机制可以与稀缺定价机制结合，设置稀缺价格增量或不设价格上限。

1.2 市场组成

可靠性期权机制可以认为是电能量市场的配套机制，交易产品是可靠性期权合约。期权卖方为容量资源，包括区内(区外)发电机组、需求响应资源、储能运营商等。容量资源可以是自愿参与，也可以规定强制参与。买方可以是市场运行机构(集中式)或负荷服务实体(分散式)。期权保险费(简称“保费”)一般根据用户对系统峰值负荷的占比进行分摊。

1.3 需求曲线

可靠性期权机制需求曲线的制订方法类似于英国、美国等集中式容量市场采用的曲线，一般形式为四点曲线，如图1所示，图中用下标1表示爱尔兰，用下标2表示意大利。X轴对应的各容量需求与系统可靠性有关，一般选取根据失负荷期望LLOLE作为可靠性指标，表示一年中非自愿负荷削减的小时数，单位为h/a。Y轴代表系统愿意为容量支付的价格﹝欧元/(MW·a)﹞。

图1 可靠性期权容量需求曲线

1.4 报价与交易

在可靠性期权拍卖中，市场主体申报量(MW)和价格﹝元/(MW·a)﹞可以按照市场需要，允许主体设置多个投标块。可靠性期权拍卖的出清机制有2种：多轮式的下降型时钟拍卖(descending clock auctions)；普通的一轮式密封投标拍卖(和集中式容量市场拍卖相同)。不同市场采取的出清机制不同。

出清之后，市场运营机构代表用户侧作为统一购买方，和出清的容量资源签订长期合约。为便于主体调整头寸，一般还设置多个时间尺度的拍卖，允许可靠性期权合约在二级市场进行交易。

1.5 结算机制

1.5.1 结算原理

可靠性期权是一种金融产品，属于看涨期权(call options)，其原理如图2所示。期权的买方向卖方支付保费，赋予期权买方按照约定的执行价格(strike price)s执行合同的权利(而非义务)。当市场参考价格(reference price)ρ(日前或平衡市场价格)高于执行价格s时，期权卖方需要将正差值收益支付给买方。

在年度期权合同中，期权卖方按照拍卖的出清量和出清价P﹝元/(MW·a)﹞支付保费给买方。在电能量市场，期权在每日的每个时刻进行结算，是一种正向差价返还机制：T1、T5时段参考价格ρ低于执行价格s，买方选择不执行；T2、T3、T4时段参考价格ρ高于执行价格s，发电商在市场中获得价格为ρ的收益，同时需按照差价(ρ-s)还部分收益给期权卖方。此外，由于T3时段发电机不可用，不仅没有来自电能量市场的价格为ρ的收益，还仍需继续将执行价格s和参考价格ρ之间的差额返还，构成对主体的隐式惩罚(ρ-s)。有的市场进一步规定了发电机不可用的显式惩罚：将发电机实际容量与可靠性期权合同中承诺的容量进行比较，超过阈值时可以对其在隐式惩罚的基础上，额外处以显式惩罚spen，每个市场的具体惩罚规定不同。图2中各情况的结算公式[23]见表1。

表1 可靠性期权结算机制

可靠性期权机制使得市场取消价格上限成为可能，有利于消除市场扭曲，同时又保障了发电侧和用户侧的稳定性。对于发电商而言，放弃其稀缺时期的高峰价格，换取保费，对冲现货价格波动，获得稳定收益；对于用户而言，可靠性期权机制可以保护其免受高电价；对于市场运营机构而言，可以保障系统发电容量充裕度，提高系统安全性，避免价格扭曲，提高市场效率。

1.5.2 结算参数

可靠性期权的结算机制中较为重要的2个参数是执行价格和参考价格。

执行价格通常由系统运行机构在拍卖前公布，通常依据参考峰值发电机组的可变成本来确定。一般市场将执行价格视为常量，也有更为复杂的市场设计，执行价格可能随着时间的推移而变化。

可靠性期权的参考价格用以反映容量提供商在电能量市场出售其电源时实际获得的价格。价格高时表明发电稀缺，价格低时表明发电容量充裕度充足。参考价格可以是不同市场的组合，例如日前市场、平衡市场(实时市场)等。一般而言，参考价格选取为日前市场价格和平衡市场报价的加权平均值，以欧洲模式为例，其通用计算公式为：

Ri=λPda+(1-λ)bi.

(1)

式中：Pda为日前市场价格；bi为代理商i在平衡市场中的报价；λ∈[0,1]为调整参数，不同市场的设置不同，见表2。在美国新英格兰的远期容量市场上，仅利用实时价格结算；哥伦比亚则仅采用日前价格进行结算；爱尔兰、意大利市场的调整参数则较为复杂，根据主体的不同报价行为，在0～1之间波动，详见第2章。

表2 可靠性期权的参数λ的选取

1.6 运作流程

综上所述，可靠性期权机制运作流程如图3所示，有以下主要步骤。

图3 可靠性期权机制的运作流程

a)参数确定。市场运营机构确定执行价格、拍卖时间、需求曲线等参数。其中，执行价格一般在正常电价和稀缺时刻的价格之间，高于发电机运营成本。总容量需求一般为峰值负荷加上一定的备用裕度。需求曲线一般为四点曲线，形状根据各市场的可靠性要求不同而不同。

b)主体报价。参与拍卖的主体为容量资源，可以是自愿参与，也有的市场是强制参与。报价包含价格、容量等参数。其中，由于资源的装机不能直接用以衡量其可靠性，各市场规定了降额系数计算方法。

c)拍卖出清。随后进行可靠性期权拍卖的出清并签订合同。拍卖机制中，可以是意大利、哥伦比亚选择的下降时钟拍卖，也可以是爱尔兰等采用的密封拍卖方式。

d)合同签订。国外市场一般区分存量资源和新建资源的合同期限，以进一步激励新建资源。不同市场的合同期限不同，在意大利，现有发电厂将获得为期1年的合同，而新建容量可获得长达15 年的合同。在爱尔兰，现有发电厂将获得为期1年的合同，新建容量获得为期10 年的合同。

e)按照差价进行结算。签订可靠性期权合同的发电机必须承诺在系统需要时的可用性，如果发电少于可靠性期权合同签订的容量值则为违约。对于违约可以设置隐式惩罚或显式惩罚。隐式惩罚指主体需返还多余收益，但由于其不可用，相当于在无收益的情况下多付收益返还；显式惩罚则是有的市场为了确保系统可靠性，在隐式惩罚的基础上，进一步规定违约主体的赔偿金额计算方法，以进一步激励可靠性期权主体的可用性。

1.7 可靠性期权与容量市场机制对比

可靠性期权和集中式容量市场机制的对比见表3。二者的相似之处在于拍卖流程整体相似，在拍卖之后，容量市场和可靠性期权机制下的出清主体都获得“出清量×出清价格”的补偿。但是二者在金融原理、配套机制上有着本质区别。

表3 可靠性期权和容量市场对比

a)产品设计不同。从产品设计的角度看，可靠性期权和容量市场的区别在于容量市场是“多产品市场”模式，分为两类产品：电能量、容量。在电能量市场中，具有容量补偿的机组仅有在日前市场报价的义务(获得容量补偿的资源可以包括需求响应等其他类型，本文以发电机组为例)，容量收益会影响其电能量报价策略，导致电能量市场扭曲[5-6]。这种行为反过来又可能抑制市场价格，使发电机无法从能源的超边际利润中回收其容量成本，违背了容量市场的初衷，从而使对容量收入的需求永久化，系统愈发依赖于容量机制。

可靠性期权是“单一产品市场(能量)+衍生品”模式，买方获得期权保费，在现货市场正向差价返还，利用金融产品规避风险。利用期权保费对容量进行补偿与电能量市场得到了有效耦合。虽然机组获得年度保费的计算方式与容量市场相似，但是，在现货市场中，其多余收益仍需返还给期权卖方。已经有文献证明，在可靠性期权机制下，机组在现货市场的最佳报价策略依然是基于边际成本[24]。因此，可靠性期权机制对市场的扭曲较小甚至可以做到无扭曲。

b)配套机制不同。容量市场机制往往配置电能量市场较低的价格上限，虽然可以起到抑制市场力、保持价格稳定等作用，但是存在以下问题：一方面，价格上限低于失负荷成本(无法解决)，缺电时无法引导需求响应或容量市场外投资；另一方面，价格上限范围内，如果有非容量市场的容量，容量市场出清的容量收益可能高于市场均衡值，增加社会成本。

“可靠性期权+电能量市场”机制可以与稀缺定价机制相结合，通过正向差价返还，既保护发用电两侧的收益稳定，又使得实时电价充分体现系统供需，正确引导发电投资，使电力容量的社会价值更加明晰和透明，提高电力市场的效率。

2 国外可靠性期权机制介绍

目前，意大利、爱尔兰市场的可靠性期权机制发展较为完善，本文选取二者进行分析。由于二者市场总体流程较为相似，本章主要选取拍卖机制、结算机制这2个关键点进行重点分析。

2.1 意大利可靠性期权机制

意大利电力市场初期并未设计容量机制。2003年，意大利出现轮流停电事件，意大利政府要求监管机构设计容量机制。不久，意大利电力与天然气管理局颁布第48/2004号决议，提出容量补偿的临时性过渡机制。过渡机制实施后，意大利新建了大量机组，系统装机容量接近峰值，但容量需求已经开始下降。为顺应意大利电力系统的发展需求，2011年意大利电力与天然气管理局颁布第98/2011号决议，对可靠性期权机制进行初步设计，并交由意大利电网公司Terna进行详细设计。经多轮修改，Terna发布可靠性期权机制的最终设计文件[18-19]。

2.1.1 拍卖机制

意大利可靠性期权的拍卖方式为下降型时钟拍卖，如图4所示。第1轮拍卖中，主体申报量和价格，每个主体可以投3～10个投标块。若第1轮拍卖中，发电商报出的总容量大于容量需求，则供需曲线不相交，继续进行第2轮拍卖，重新申报量和价格曲线，如此重复直至供需曲线相交，最多21轮。每轮拍卖中，主体报的量和价格较之上一轮只能保持或减少。在得到出清价格的该轮拍卖中，所有入围的容量资源获得统一出清价作为可靠性费用。

图4 下降型时钟拍卖机制

目前可靠性期权拍卖价格上限为：现有电厂的价格上限为25 000～45 000 欧元/(MW·a)，参照联合循环燃气轮机(combined-cycle gas turbine, CCGT)的年度固定运营成本进行计算；新建电厂的价格上限为75 000～95 000 欧元/(MW·a)，参照新建机组成本进行计算。在价格相同的情况下，优先选择更灵活(启动时间较短)、更环保(碳排放更低)的容量资源。

意大利可靠性期权拍卖产品分为四类(见表4)：①主拍卖，1年1次；②补充拍卖，作为容量机制初期实施的过渡机制；③调整拍卖，此时临近合同交付期，便于容量供应商调整头寸或者市场运营机构根据最新数据调整容量需求；④二级市场，执行先到先得的连续拍卖，用于容量供应商在临近交割期调整头寸。

表4 拍卖期限

主拍卖流程如图5所示，图中Yi为年的序号，i=0,1,2,…。主拍卖1年1次，提前4 年拍卖，覆盖为期3 年的可靠性容量需求。由于每年的主拍卖的交付期之间有重叠，因此每次主拍卖只需拍卖总需求的三分之一。但是，在Y0年初次实施可靠性期权拍卖时，考虑到没有前面Y-1、Y-2年的可靠性期权合同对剩下三分之二的容量需求进行覆盖，意大利市场与第1个主拍卖一起启动了2个补充拍卖。补充拍卖的滞后期和主拍卖相同，但是合同期限不同。通过主拍卖和补充拍卖分配可靠性期权合同之后，启动调整拍卖，便于主体之间进行可靠性期权合同转让。最后一次调整拍卖完成后，二级市场开放，在交付年度的每个月进行交易。以上规定仅针对已有电厂，对于新建电厂，为了对其提供更稳定的收入预期，新建容量可获得长达15 年的合同。

图5 主拍卖流程

2.1.2 结算机制

在结算环节，意大利可靠性期权机制的结算原理不变，但是执行价格和参考价格这2个结算参数的设置有自己的市场特色。

a)执行价格。意大利可靠性期权的执行价格每月计算1次，由输电系统运营商(transmission system operator, TSO)根据参考峰值发电机组的可变成本确定。峰值机组至少提前30 d由TSO通知代理商，通常为CCGT类型。虽然给定合同的参考机组是固定的，但执行价格是浮动的，考虑的因素包括燃料成本、不平衡成本、二氧化碳成本、采购成本、维护成本等：

(2)

b)参考价格。意大利短期电力市场包括日前市场、日内市场及平衡市场，见表5。意大利的参考价格根据机组在市场间的参与情况进行区分。Pba为平衡市场最后一个中标机组的出清价格。签订可靠性期权合同的机组必须在交付期的每小时通过日前市场或日内市场报价，并提供容量。如果在市场中出清的量小于可靠性期权合同签订的容量，则通过平衡市场结算。由于可再生发电暂时无法参与意大利平衡市场，因此签订可靠性期权合约的可再生机组必须在弱峰值(发生稀缺事件概率最高的6 h)期间在市场上提供签订的容量值。

c)违约惩罚。为进一步激励稀缺时刻机组的可用性，意大利电力市场设置了稀缺定价机制，在稀缺时直接将市场价格抬升至失负荷价值(value of lost load, VOLL)〔目前在意大利市场设定为3 000 欧元/(MW·h)〕，参考价格也相应变为失负荷价值。因此在系统稀缺时，容量供应商的收益返还更大，作为对容量供应商的隐性惩罚。

此外，当容量资源在交付期1个月内25%的时间内提供的容量不超过20%时，会发生临时不履行(对于可再生能源和需求侧资源，仅考虑弱峰值内的时间)。如果临时不履行，则停止支付每月的保费。如果临时不履行在1年内的总时长超过3月，则为最终不履行，此时取消可靠性期权合同，发电商需退还所有已获得的月补偿。

2.2 爱尔兰可靠性期权机制

2007年，爱尔兰建立单一电力市场(single electricity market，SEM)，在SEM模式下，容量补偿机制是计划性容量费模式，能源监管委员会和系统运营商每年计算容量费总金额并向通过电力联营体购买电力的参与者征收容量费，支付给向市场提供发电容量者。

2018年，为了更充分地促进全岛电力市场与欧洲其他地区之间的耦合，爱尔兰进行综合单一电力市场(integrated single electricity market，ISEM)改革；因此，容量机制也需从行政决策机制转变为市场机制。经多方协商，爱尔兰在2014—2015年选择可靠性期权机制。爱尔兰容量补偿机制由SEM委员会首先开发，在2015—2017年发布咨询文件和详细设计，经欧盟审核后发布。

2.2.1 拍卖机制

不同于意大利多轮下降型时钟拍卖的机制，爱尔兰的可靠性期权选择简单的密封拍卖模式，即一次出清。报价时，主体申报1～5对递增的数量-价格组合，报量的最小刻度为0.001 MW，价格的最小刻度为0.01 欧元/MW。每对报价需标识为灵活性还是非灵活性。如果是非灵活，则该报价块必须完全出清或不出清；如果是灵活性，则该报价块可以部分出清。单个主体的报价可以是灵活和非灵活的组合。

爱尔兰可靠性期权的拍卖产品类型见表6。系统运营商对每个容量年进行1次T-4拍卖，如果有特殊需求，也可以进行T-3拍卖、T-2拍卖或T-1拍卖。此外，设置二级市场，以供主体进行合同转让。

表6 拍卖期限

2.2.2 结算机制

在结算环节，爱尔兰可靠性期权机制的结算原理不变，但是执行价格和参考价格这2个结算参数的设置有自己的市场特色。

a)执行价格。爱尔兰的可靠性期权执行价格同时考虑碳排放成本、不同类型的燃料成本、燃料运输成本等因素：

(3)

b)参考价格。爱尔兰可靠性期权机制的参考价格为：①日前市场方面，对于在日前市场中出清的电力(不超过通过可靠性期权确定的合同量)，参考价格为日前价格。②日内市场方面，对于在日内交易市场中出清的电力(不超过可靠性期权合同量减去日前出清量后的剩余量)，参考价格为日内市场价格。③平衡市场方面，对于通过平衡市场出售的电力(不超过可靠性期权合同量减去日前和日内的出清量后的剩余电量)，参考价格为平衡市场价格。④系统服务方面，如果容量资源给系统提供备用等辅助服务，参考价格为该服务的合同价格。

c)惩罚机制。与意大利类似，爱尔兰也配合可靠性期权设置了稀缺定价，进一步增大可靠性期权不可用时的隐式惩罚：一方面，取消发电商价格上限，实施反映失负荷价值的新价格上限〔约为11 000 欧元/(MW·h)〕；另一方面，平衡市场引入行政稀缺定价函数，作为可靠性期权产品的附加绩效激励机制。当系统缺乏备用时，平衡市场价格不由市场确定，而是由行政确定的曲线来确定，以确保电力短缺时价格上涨。

此外，爱尔兰可靠性期权结算机制中还设置止损限额(stop-loss limit)即罚款上限，以在价格长期高于执行价的情况下保护发电公司。目前爱尔兰的止损限额因子分为两类：年度止损限额因子设置为1.5，即发电商支付的差价限制在每年收到的期权费的1.5倍；计费周期止损限额因子为0.5。这是为了某年度或计费周期内系统发生了许多稀缺事件，容量供应商达到了其止损限额时，止损限额制度可以最大限度地激励机组在该年度或该计费周期的剩余时间内仍可保持可用。

3 总结与启示

3.1 可靠性期权机制设计要素总结

可靠性期权机制的关键市场设计要素主要体现在2个方面：一是需求曲线、参考价格、执行价格等参数设计；二是可靠性期权与稀缺定价的结合机制设计。

3.1.1 参数设计

a)需求曲线。确定维护安全标准所需的适当容量水平是可靠性期权机制成功与否的关键。曲线形状一般为四点曲线，具体数值与系统规定的可靠性标准有关。更安全的标准将减少裁负荷的可能性，然而增大消费者成本，需要政府和市场运营机构在可靠性和成本之间进行权衡。此外，是否分区也是制订需求曲线时需要考虑的。如果电力系统的结构性阻塞明显，或有显著的政治地理划分，可以分区确定需求曲线，但要注意市场力的问题。

b)执行价格。执行价格是可靠性期权机制的关键要素之一，高于执行价格意味着系统稀缺。执行价格应设得足够高，只有在需要所有可用容量时，容量资源才支付差额。如果执行价格设置得太低，可能使得机组经常需要差价返还，一方面降低机组收益，另一方面可能降低真正稀缺时刻机组的可用性。

执行价格可以设为定值，也可以约定方法计算浮动价格。其中，固定执行价格往往采用系统边际机组的成本，例如，新英格兰根据参考峰值机组的短期边际成本来设置。浮动价格往往基于现货天然气/石油价格等参数，爱尔兰、意大利都采用此模式。浮动价格可能会导致参考价格不稳定，但可以使得峰值机组得到有效对冲，并准确反映容量供应商的租金，比固定价格更为有效。

c)参考价格。参考价格的设定是可靠性期权产品设计和绩效激励机制的关键因素之一。一般而言，参考价格应针对近期市场，包括欧洲模式下的平衡市场、日内市场、日前市场，美国模式下的现货市场，或者也可以选择电力期货期权等产品的混合价格作为市场参考价格。总的来说，有3种方案：方案1，仅平衡/日内/实时市场价格；方案2，日前市场价格；方案3，多参考市场混合价格。

对于方案1而言，平衡/实时市场价格比任何其他市场价格都能更好地反映实时系统压力(不同市场价格反映稀缺性的能力排序为：日前<日内<实时，一般不考虑单纯使用日内价格作为参考价格)。因此，方案1的价格会更好地激励容量供应商在真正面临系统压力时提供容量。方案1的缺点在于，仅根据此价格可能影响发电机的策略。由于可靠性期权合同直接和实时市场价格对冲，这将促使发电机将大部分电量留在实时市场出售。如果选择方案1，可以设计配套的一些机制缓解这一问题，例如强制发电资源在日前市场报价。

方案2的优势在于日前市场价格稳定、便于预测。主要缺点是可能无法完全反映系统稀缺信号，例如系统日前参考价格并没有反映市场容量稀缺，会削弱容量资源在最需要容量时提供服务的动机。

对于方案3而言，混合价格可以克服以上单一参考价格的缺点，具有一定的优势。目前，爱尔兰和意大利都采取此模式，可以对容量资源提供较强且清晰的激励，在实时短缺时促使容量资源将剩余容量保持可用。

3.1.2 与稀缺定价机制的耦合

实施可靠性期权机制后，可以同时实施稀缺定价机制和减少对市场的扭曲，而不用担心单一实施稀缺定价引起的发用电两侧价格风险大等问题。目前爱尔兰、意大利等都已经将可靠性期权机制与稀缺定价机制有机结合。可靠性期权和稀缺定价机制的交互如下。

一方面，稀缺定价可以激励可靠性期权卖方在系统压力时刻的可用性，也可以为电力系统提供正确的投资信号。稀缺定价机制下的现货价格反映系统真实供需，有利于高效引导储能等灵活性资源的投资。同时，稀缺价格机制使得可靠性期权的参考价格的波动变大，也对容量资源在系统稀缺时的可靠性提供了正向激励。

另一方面，可靠性期权有助于避免稀缺定价机制下的风险。一直以来，单纯的稀缺定价机制被很多学者质疑其效率，因为系统出现稀缺高价的概率较小，投资者难以预估是否能通过少见的稀缺高价收回其全部成本。而在实际中，投资者往往规避风险，发电资源的建设周期又较长，因此单纯实施稀缺定价可能无法有效保障系统充裕度。稀缺定价机制下，发用电主体往往寻求一些金融手段进行风险规避，例如澳大利亚的金融差价合约。可靠性期权相比于普通的差价合约，优势在于总量可控、价格稳定。发电主体放弃从现货市场获得不确定的、波动性很大的收入，以换取长期稳定收益，大大降低了风险；消费者不必直接承担稀缺时极高的能源价格，实现了双赢的局面。

3.1.3 未来改进

可靠性期权也存在一定的问题。不同类型机组特性差异大，利用时间差异大，容量成本差异大，现有的可靠性期权机制确定参考价格的方法默认燃气轮机为边际机组，可能不适用于新型电力系统中。对于高比例可再生能源的电力系统，如何确定执行价需要探讨，因为最优执行价与一些随机因素有关，事先无法准确确定。收益估算法也是一种机组固定成本机制，应用于加拿大的燃气机组补贴中。可以将可靠性期权与收益估算法结合，探索基于多部制报价/收益估算法的可靠性期权机制。

3.2 对中国电力市场改革的启示

世界范围内已有容量市场、容量义务等多种机制。短期内，目前我国实际市场运营主要采用非市场化的容量补偿机制；关于远期模式，学术界、工业界均侧重于集中式容量市场。但是，实际上容量市场机制本身并非完美，存在长期依赖性、扭曲价格信号等缺陷，容量市场是否是适合我国的最佳充裕度机制也有待商榷。

本文详细介绍了可靠性期权机制的总体流程和设计细节，为我国发电容量充裕度机制设计提供了新的思路参考。可靠性期权机制可以实现价格发现、保障充裕度、提高电力系统可靠性等多个目标。可靠性期权和普通的集中式容量市场等容量机制相比，有以下几点优势：

a)可靠性期权机制下，发电主体放弃从现货市场获得不确定、波动性大的收入，换取稳定的保费，大大降低了风险。这一机制同时实现多赢局面：一方面，消费者不必直接承担稀缺时极高的能源价格，发电侧获得长期稳定收益；另一方面，稀缺价格为新投资提供了有效的经济信号。

b)容量市场机制下的可靠性难以保障，而可靠性期权的结算原理对机组在高峰时刻的可用性提供正向激励，有助于提高系统安全可靠性。

c)容量市场的补贴往往配套较低的电能量市场价格上限，容易造成市场扭曲；可靠性期权机制下，可以取消价格上限，利用可靠性期权合同保障发电和用电两侧主体的稳定价格，有利于减少对电力市场的扭曲，促进价格发现。可靠性期权机制下，主体报价的最佳策略依然是基于边际成本，因此对市场的扭曲较小。为支撑高比例可再生能源电力系统的发展，应取消能量市场的价格上下限制，逐步取消包括容量市场在内的容量机制，建立以稀缺定价为基础的纯能量市场机制，可靠性期权机制正可以与其适配。

综上，可靠性期权机制可以解决容量市场扭曲价格和单纯稀缺定价机制下价格波动问题，使容量和电能量市场有效耦合，使得电力容量的社会价值更加明晰和透明，提高电力市场的整体效率。在我国发电容量充裕度机制设计中，可以考虑引入可靠性期权机制，在保障系统充裕的同时降低成本，提高可靠性。

考虑到我国电力市场的现状，本文以广东电力市场为例，提出以下关键问题与建议。

3.2.1 参数设计

a)需求曲线。可靠性期权机制的需求曲线可以参考国外可靠性期权的需求曲线、集中式容量市场的需求曲线制订，方法类似。

考虑到我国仍处于社会主义初级阶段，面临负荷增长、负荷转型、电力系统清洁低碳化转型等多方因素，因此对于未来供需的预测难以准确。集中式容量市场只能采取保守计算，为了充裕度宁可购买容量超额，否则主体无法回收成本；可靠性期权机制的优势在于，可靠性期权可以采用保守的预测，例如只购买80%的容量需求，由于可靠性期权可以和稀缺定价结合，其余的未受补偿主体仍然可以在现货市场收回全部成本。

b)合约设计。由于燃料价格波动较大，执行价格建议参考浮动价格，与天然气、煤炭期货等的价格联动。我国多数市场采用类似美国PJM的模式，建议参考价格选为日前市场和实时市场的混合价格。

此外，可靠性期权的合约可以根据我国电力市场需求制订。例如，将现有基数电量、高成本机组补贴等转为可靠性期权合约，详见3.2.2节。

3.2.2 与现有补贴机制的衔接

目前，广东电力市场中有2个与容量补偿相关的机制和1个容量补偿管理办法。其中，相关机制包括：①对市场机组分配一定额度的基数电量，按政府核定的上网电价以金融合约的形式参与现货市场；②现货市场中，根据各机组基数合约外的发电情况，对高成本(高上网电价)的机组按照上网电价差进行补偿。2020年发布容量补偿机制，用户侧对价差中长期合约外的电量支付容量电费，按照发电机组有效补偿容量分配给机组。

可靠性期权机制可以较好地和当前的补偿机制衔接：

a)现有的基数电量合约可以视市场情况直接取消，也可以转化为可靠性期权合约执行，市场运营机构设定各类机组基数电量的总量(可按机组类型分为燃煤、燃气、核电等几类)，同一类型机组通过拍卖竞价出清。

b)现有的高成本机组补贴可以转化为可靠性期权合约执行。目前高成本机组补贴主要针对燃气机组，目的是解决同台竞价的问题。转为可靠性期权后，可以将参考价格设为上网电价(或燃气机组成本)。在执行价格(基于现货价格)低于成本时给予其补贴，和现有补贴一致；在执行价格高于成本时，燃气机组需要将多余收益返还给市场运营机构，从而限制了燃气机组的过多收益。

c)广东试结算中的基于分配的容量补偿机制是充裕度机制的过渡机制。在采取可靠性期权机制之后，可以直接取消，转为市场化的竞争补偿机制。

3.2.3 可靠性期权配套机制

在我国高比例可再生能源的新型电力系统中，价格信号的作用更为凸显。有效的价格信号将作为需求响应、储能、虚拟电厂等制订运营策略的信息基础，并引导各类资源的投资。美国市场实施较低的价格上限，与管制意味较强的集中式容量市场匹配，这是为了限制获得容量补偿的主体在电能量市场中收益过大，但造成价格扭曲。因此，建议如3.1.2节所述，将可靠性期权机制与稀缺定价机制结合。建议取消现有广东电力市场1 500 元/MWh的价格上限，采用新的基于失负荷价值的价格上限。

总而言之，市场建设具有路径依赖，需要结合我国实际情况，考虑电力市场、电力系统的可持续发展，进行发电容量充裕度机制的顶层设计。可靠性期权机制克服了集中式容量市场和单纯稀缺定价的缺点，可以作为我国充裕度设计的参考。