电力容量机制设计与完善的关键要点探析

随着可再生能源大规模发展和并入电力系统，以及碳中和目标下化石能源机组的退出，中国作为一个电力需求体量巨大的市场，对电力系统灵活性的需求在不断提高。当前燃煤发电机组仍是我国电力系统中的主体，且有大量机组尚处于资本成本回收的早期阶段。市场化后，在产能过剩的结构性矛盾下，由于未收回资本成本煤电机组的发电报价处于新能源之后，因此机组容量利用率不断下降，利用率低下导致机组收益下滑，参与电力交易机组的资本成本无法收回成为恶性循环，煤电企业面临亏损甚至破产。未来新的电力设施建设由统一集中决策（发改委核准）转变为分散决策（发电企业自主决定），如不妥善解决企业资本成本的回收问题，必然妨碍企业投资信心，导致长期发电投资不足，未来可能发生电力短缺的情形。电力短缺不但会造成巨大的经济损失，甚至还会引发社会问题和政治问题。为防止电力短缺状况的出现，同时避免发电投资过多造成巨大浪费，确保发电容量充裕性就成为一个极具挑战性的问题，中国电力市场构建中的容量机制设计也应尽早展开讨论与布局。

（来源：微信公众号“中国电力企业管理”  ID：zgdlqygl  作者：袁家海 等）

电力市场下的发电容量充裕性问题

供电可靠性包括短期可靠性和容量充裕性。短期可靠性是指电力系统防御突发干扰的能力，为防止电力系统崩溃，尤其保障高峰时段的供电可靠性，主要依靠的手段有：调度机构日内甚至实时的决策，过去投资的发电机组提供运行备用服务，以及调度机构切负荷、调入电力等；容量充裕性是指电力系统在未来任何时候都能满足电力电量需求的能力，主要是依靠提前2年及以上的投资决策，通过新建尖峰电厂和基荷电厂，从而满足电力需求的增长，并提供足够的备用容量以应对极端情况。

容量充裕性作为一种保障电力系统长期安全的公共产品，具有非竞争性和非排他性。其非竞争性是指，发电公司决策投资新的电力设施后，全社会都可以从中获益，即享受到更为安全的电力系统；非排他性是指，容量充裕性一旦供给，便是全员无差别享用，无法根据每个消费者的供应可靠性偏好和相应的支付意愿，而对保障长期供电安全的服务进行个性化定制。

典型容量机制的触发及应用

容量机制是以确保未来电力供应安全，即保障电力系统在面对高峰负荷时发电容量充裕为目标，以提供除电能量市场与辅助服务市场以外有保证的容量付费为手段，而建立的一种经济激励方式。容量机制使得为满足高峰负荷需求而提供发电容量的投资者可以收回投资成本并获得一定程度的经济回报，其核心是在经济性和可靠性之间进行协调。

在全球多个运营的电力市场中，为确保发电容量充裕性采用的方法各不相同，并仍处于改进完善甚至重新构建的过程中。不同国家基于本国不同国情、不同需求（见表1），选择不同的容量机制，典型的包括战略备用、容量拍卖、可靠性期权、具有可交换证书的容量义务和容量支付（见表2）。

战略备用机制是通过与到期应该退出市场运行的老旧机组，进行容量招标签订备用合同，或者通过确保在合同期内收回投资者的资本成本来激励尖峰容量的投资，在系统遇到可靠性问题时，由调度机构统一调用，从而确保供电安全的一种方式。这部分机组属于专门预留，只有当电量市场无法提供充足容量时，战略备用机组才会投入使用。因此，也只有当市场价格高于释放稀缺价格信号时，才会调用这部分备用机组，以保证电力系统所期望的高峰容量备用得到满足。但这种机制存在一定的缺陷。首先，这些发电设施基本上都是老旧机组，在应对实时平衡需求方面缺乏灵活性，因此仅适合在严重依赖水电的国家中，用于应对季节间或者干旱年份的变化，如瑞典、比利时（比利时为淘汰核电，打算用容量义务模式取代战略备用）、德国（仅作为临时方案）、挪威和芬兰。其次，随着用电需求的增加，为保障系统的安全稳定运行，将不得不增加战略备用容量，甚至投资建设新的机组，增加战略备用中的新建电源合同，而这会导致电能市场的参与者进一步减少，扭曲市场功能，同时也存在市场力泛滥的可能。

英国与美国的PJM、新英格兰和纽约的容量市场经过不断的改进与完善，逐步发展为容量拍卖、可靠性定价模型(Reliability Pricing Model, RPM）、区域装机容量（Locational Installed Capacity, LICAP）市场方法和远期容量市场（Forward Capacity Market, FCM）等。由有关机构，通常是电力运营商，提前几年评估保障电力供应长期安全需要的容量，通过拍卖远期容量合同或长期可靠性期权来保证所需容量的供应，之后市场内具有可靠性的机组和需求响应都可以进行报价，通过类似现货市场集中出清的过程，来确定最终容量支付价格。因此，这种容量机制模式可以通过控制容量规模来确保对总容量的有效规划。在远期容量合同（或可靠性期权合同）的约束下，发电企业为了在交付期不被罚款，需要投资足够的容量来对冲签订的容量合同。远期容量合同或可靠性期权合同旨在激励对新的调峰发电厂进行投资，并为这些新的容量资源提供了建设期，使得存量容量、新进入容量和小型发电机组都有机会参与拍卖，稳定了调峰机组的收入，同时，远期合同只需覆盖低于中标价格的容量供应者，供应商和发电商的风险均较小。但是，这种机制最适合于“强制电力库”市场模式，在“双边交易”市场模式中，对于容量或可靠性实际责任的界定较复杂、技术难度较大。且容量拍卖可能会让已过还本付息期的煤电机组得到额外的收入，而低碳灵活性容量由于成本报价高，难以在容量拍卖中平等竞争。

澳大利亚、法国、美国的CAISO和SPP采用的是具有可交换证书的容量义务模式，电力市场上的各种参与者都被要求为容量市场的实施作出贡献，监管机构为认证的容量分配了一定数量的证书，分配额度与减少电力系统故障风险的贡献相匹配。大用户或电力供应商有义务根据其未来消费或供应量，自我评估挂钩提供或者削减的发电容量，并获得签发的容量证书，再加上一个储备保证金。通过出售容量证书来实现可靠性容量和需求响应的价值，如果供应商或消费者未按照合同规定的水平履行容量供应或者削减，他们将受到经济处罚。但是，由于容量证书的期限相对较短，该机制对新进入容量供应商的激励作用可能很小。

容量支付模式是有关部门根据理想市场中实现可靠性满足的最优容量值，在数学预期中，这种最优值相当于在电力供应紧张情况下容量限制的影子价格与将要建设投资的边际调峰电力设施的成本，由监管机构预先确定费用并支付给容量供应商，接受容量固定补偿的电厂可以继续参与现货市场。意大利（近期决定转向容量拍卖）、波兰、葡萄牙和西班牙目前采用的是目标容量支付，即有关部门对符合条件的机组定期发放补贴，而爱尔兰则采用了全市场的容量支付。但是，容量支付模式为行政干预发电机组的空间分布和组成提供了更多的可能性，同时，这种机制可以视为一种补贴形式，近中期可能会刺激新的化石能源发电机组的建设。而且，未来随着电力系统的构成发生变化，若取消可能需要经历艰难的过程。

目前常见容量机制设计误区

不能设计成能量补偿

能量补偿是指电力系统可靠性和电源投资水平由市场参与者根据电能量市场的价格信号而非规定的容量要求来确定，允许发电商通过尖峰时刻产生的稀缺电价回收成本并创造收益。理想的电力市场状态下，需求对价格有着及时的反应，供应不足时价格就会上涨，直到有足够的容量来满足负荷需求，且满足负荷需求的所有容量都按照尖峰时刻的稀缺电价进行结算（见图1左）。理论上讲，稀缺电价机制需要的监管干预措施是最少的，其市场设计也简单透明，这样所有的容量不论有没有被使用，其意义是一样的，都是为了保证电力系统的可靠性和长期稳定性而存在，需要投资建设足够的容量来满足尖峰负荷。

在真实的电力市场中，由于需求侧不够灵活，无法及时响应负荷削减，而且稀缺电价仅反映短时的供需，会给系统长期容量充裕性以及发电投资带来较大的风险。同时，失负荷价值和稀缺定价机制仍需通过类似行政的手段确定，计算困难。制定的稀缺电价过高，难以通过市场监管消除市场力带来的价格虚高，且突然飙高的电价会提高用户的用能成本，并对电力市场的稳定性产生冲击，中国的电力市场对于尖峰时刻极高电价的接受度不高。制定的稀缺电价过低，容量供应商则无法通过用电尖峰时段的收入回收资本成本，发电容量经济效益持续亏损会导致设备最终关停，或者无法激励新的具有灵活性的容量投资，最终导致尖峰时段电力供给不足，电力系统稳定性降低甚至出现崩溃。如果一年中出现的尖峰时段价格较低，那么仅参与尖峰时段的机组净收入将不足以支付大量被需要的电力，从而造成“缺钱”问题（见图1）。

容量构成不能是单一机组

容量市场设定的目的是保证电力供应的可靠性和长期充裕性，随着煤电逐步退出和可再生能源的高比例接入，为满足电力系统安全稳定和绿色可持续发展的双重要求，容量构成不应设置成为单一机组，而要适时将不同类型的机组有序引入容量市场，通过透明且无准入壁垒的市场规则来提升容量市场产品丰富度，增强市场抗风险能力。我国不同类型的机组有序引入容量市场可大致分为两个阶段，第一阶段考虑将高可靠性的火电、气电、核电和水电机组等按地区实际情况纳入容量市场，充分进行市场交易，提供市场经验；第二阶段在市场较为成熟之后，再准许出力波动性较大的非水可再生能源进入容量市场。同时，容量市场的构成除了在发电侧引入不同类型的机组之外，还可以在需求侧通过需求侧响应、虚拟电厂、储能等方式参与容量市场，进一步提高电力系统的灵活性和稳定性。

不应该成为落后机组的保护伞

落后机组参与容量构成，使其在容量短缺时才被调用，而不参与电能量市场，是某些国家战略备用机制的运行方式。在这种机制下，此类机组的唯一收入来源就是签署的战略备用合约，最终这些老旧机组的成本传导到用户，将导致终端电价上升。同时，战略备用机组不参与现货市场，也无法对发电商的投资行为起到正向激励作用，落后机组占比过高，电力系统灵活性仍然有限。

发电机组的新进入成本（CONE, Cost of New Entry）包括自有资金投资回报、还本付息、折旧和固定运维成本，计算并分析全国不同时期投产的各等级容量煤电机组的平均CONE（见图2），可以发现，新投产1000兆瓦煤电机组的CONE比新投产的600兆瓦低11%，新投产的高效煤电机组具有一定成本优势。但是早期投产的低效机组中，除100兆瓦低效机组外，200兆瓦和300兆瓦机组的平均CONE分别为225元/千瓦·年和182元/千瓦·年，比中期投产的600兆瓦等级机组成本少21%和36%，比新投产的1000兆瓦等级机组成本少28%和42%。在容量拍卖市场中，出现低效的老旧机组比新机组固定成本低的现象，低效的老机组在容量竞价中会更具竞价优势。因此，这些已经完成还本付息过程、收回固定成本的老旧煤电机组，将通过容量拍卖市场得到额外的收入，挤压高效灵活机组的发展空间，产生了落后煤电产能难以退出市场的“激励扭曲”现象，破坏了脱碳电力系统转型。

因此，在容量机制设计中，需要发挥市场“看不见的手”的作用，让各类机组充分参与市场竞争，同时需要考虑由于早期投产煤电机组的固定成本低而造成的“激励扭曲”现象。通过完善环保等相关政策，设定更加严格的排放绩效，使得部分老旧机组和高耗能机组加速退出，从而实现电源结构的低碳转型。

应采用市场的手段，而不是赎买

我国当前处于容量市场起步阶段，多地对于容量市场的构建进行了有益的探索，同时也暴露出一些问题。山东省将容量成本按照政府制定的容量补偿价格从用户侧收取，参与电力现货市场的煤电机组试行容量补偿电价，标准暂定为0.0991元/千瓦时（含税），每月按机组的折算容量进行分配，已完成折旧的机组可获得80%的补偿，未完成折旧的机组可获全部补偿，检修、非停等不可用容量要被扣除。容量补偿能缓解一定经营压力，但这种赎买的方式无疑是有缺陷的，管制的灵活性滞后于市场调节，政府预先制定的容量补偿价格未必与市场行情相符，定价过高会增加用户成本，定价过低则无法对发电商投资起到激励作用，政策的变化也会使得市场在振奋和萧条间来回波动，不利于市场的稳定建设。因此，为了更好地激发容量市场活力，应采用市场化的方式反映容量的价值，来避免系统需要的机组因为经营亏损退出和激励新的灵活性容量投资进入（见图3）。

我国容量机制建设的总体思路

中国建设容量机制的目的主要是：随着短时尖峰负荷增长过快，鼓励需求响应来削减负荷；随着间歇性可再生能源不断增加，增加灵活性容量的价值；保障电力系统需要的调峰机组，能够收回资本成本并获得一定的收益；随着灵活性需求的增加，鼓励投资具有快速响应的容量设施满足尖峰负荷；不是为亏损的煤电机组提供额外的收入，落后高碳机组需要退出市场，加快脱碳电力系统进程。因此，给出我国容量机制建设的总体思路如下：

一是及早谋划，提前布局。对于中国电力市场而言，尽管现阶段容量市场并未被纳入电力市场建设重点，但建立容量机制仍有其必要性。当前，需要充分借鉴各国容量机制运行的经验和教训，结合我国的电力发展特点，尽早布局谋划具有中国特色的容量市场建设。

二是加强顶层设计，统筹协调改革举措。电力市场体系设计是系统工程，牵一发而动全身。加强电力市场体系顶层设计，需要统筹考虑电能量市场、容量市场和辅助服务市场，甚至是碳市场、绿证机制等，既要考虑当前存量资源优化运行需要，也要考虑长期供给安全需要，既要考虑充分激励降低可变运行成本需要，也要考虑国有资产沉没成本回收需要等。容量市场可以填补发电资源电量收益与成本之间的差距，但不应将其当作确保发电资源利润的工具，应将容量市场视为一个安全保障，以补偿电量市场稀缺电价不足缺失的收益。必须明确容量市场应作为能量现货市场的补充并配合辅助服务市场，进而实现电力市场的体系化设计。

三是分阶段建立容量市场。市场建设初期，可以采用辅助服务市场与电量市场非联合出清的方式，因为市场规则比较简单清晰，实施和运行起来相对容易，市场管理者易于追溯运行结果，市场监管者容易监督市场，发现可能的违规行为。电力市场成熟化后，可以采用辅助服务市场、容量市场与电量市场联合出清，寻找系统较长时间跨度的最优运行方式，解决网络阻塞的问题。鉴于中国国情，控制电价和保证电力可靠性的需求仍然存在。短期来看，以战略备用为代表的目标容量机制适用于中国电力市场，这是由于中国目前电力供大于求，存在大量老旧机组，战略备用容量机制可以作为老旧机组退出电量市场的合理路径；长期来看，全市场容量机制将更适用于中国较为复杂的电力市场，较之于行政管控，以市场力量为主体可以更好推动容量市场的平稳有序发展，帮助形成健全合理的电力市场。同时，中国各省间电力供需情况差异较大，应根据各省的不同情况，确定容量市场建设方向。

四是因地制宜来探索建立差异化的容量激励机制。因资源禀赋不同，我国各区域电力系统电源结构差异很大。单一电源结构系统容量激励机制设计相对简单，而复杂电源结构系统的容量激励机制设计，则需要充分考虑存量电源成本差异、增量电源结构调整需要等因素。容量机制还应考虑区域的多样性，允许外部容量资源参与实现跨境交付。综合多方考虑，兼顾效率与公平，探索设计差异化的容量市场机制，才能满足多政策目标需要。中国目前刚刚开始探索建立容量市场，整个市场体系所处的阶段不同，资源禀赋不同，外国的市场设计和改革不一定对中国全都适用。尤其是美国能够快速调节的燃气机组较多，加之其负荷峰谷差较小，调峰压力较小，而中国的电力结构以煤电为主，实现短时间内快速启停的能力有限，同时，中国近年来大力发展可再生电力，需要更丰富的灵活性资源。因此，开展同中国实际相符合的容量机制设计，仍然需要初步有个基础构思，并在实践中不断修正。

五是探索容量支持辅助机制设计。低碳转型背景下电力市场改革过程中，需要大量新建容量和灵活容量（储能装置），在确保提供充裕备用的同时应对低碳清洁电源的间歇特性。因此，需要针对性地设计辅助机制，弥补所需容量因成本高、收益不确定等因素导致的市场竞争不足。其中，新建容量应采用加长新建容量时限的方法（保证收益稳定、减少投资风险），具体时限应结合中国国情确定。另外，由于电力行业的天然垄断特性，为避免市场力滥用，保证公平并促进小型电力公司的参与，中国今后开展容量市场时建议采用密封拍卖的设计。

六是调整煤电定位，部分机组由电量机组向容量机组转变。对于现有煤电容量，应充分利用，通过政策逐步建立完善容量市场，引导煤电积极参与调峰等辅助服务，加强对新能源消纳的支撑。同时应审视火电利用小时数这一重要评价指标在新形势下的适用度，考虑煤电定位的调整变化，建立包含电量、辅助服务、容量供给等服务在内的煤电角色评估机制。

本文刊载于《中国电力企业管理》2021年02期，作者袁家海系华北电力大学经济与管理学院教授、新能源电力与低碳发展研究北京市重点实验室副主任，张为荣、杨炯君供职于华北电力大学经济与管理学院