以容量市场建设推进我国电力保供长效机制

2023年7月，中央全面深化改革委员会第二次会议审议通过了《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》。习近平总书记在会议上强调“要深化电力体制改革，更好地推动能源生产和消费革命，保障国家能源安全”。电力市场体系建设是深化电力体制改革的重要内容，市场建设要能够助力电力安全可靠供应。2022年，国家发展改革委、国家能源局印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，提出“建立市场化的发电容量成本回收机制，探索容量补偿机制、容量市场、稀缺电价等多种方式，保障电源固定成本回收和长期电力供应安全”，发电容量补偿机制是完善电力市场体系建设的重要环节。考虑到我国“规划引领”的行业发展模式，特别是近年来我国电力保供面临的新挑战，我国对于容量市场或市场环境下的其他容量支撑性政策的需求更加迫切。本文将结合PJM容量市场建设经验和当前我国电力行业发展现状，提出容量市场关键机制设计，从而更好地保障电力安全可靠供应。

（来源：微信公众号“中国电力企业管理”作者：武赓 王昊婧）

容量支持性政策在市场中的作用

在欧美国家电力市场设计之初，是否应该由政府和监管机构提出外部性的系统可靠性要求，并建立相应支持性政策措施，一直是争议的焦点。在完全竞争的市场环境下，电力市场价格不仅反映短期电力供需情况，也可以很好地引导长期市场供需的均衡，即影响系统的电力装机容量，吸引新增发电主体投资或引导现有机组有序退出商业运行。容量机制、系统可靠性要求和限价政策均被视作管制性手段。虽然稀缺性电价能够带来经济学意义上的最优解，但是仅靠电能量市场解决电力系统规划发展问题，可能会引起政府和监管机构的担忧。作为支撑经济社会运行的基础性行业，电力基础设施建设周期较长、投资规模大，行业本身就具有较高的准入门槛，市场主体丰富程度和流动性相较于其他竞争性市场存在天然不足，容易出现周期性投资过剩或不足，放松管制后电价波动对市场主体收益的影响较大，使得政府和监管机构对市场调节滞后性可能引起的投资不足更加重视。由政府和监管机构提出长期的系统可靠性约束，建立对应的容量支持机制，能够在一定程度上协调解决上述问题，其作用也显而易见。

一是能够避免出现超高电价和电价大幅度波动。容量支持性政策能够在一定程度上实现资源的“超前布局”，避免市场中容量短缺，出现电价长期高位运行或拉闸限电，进而引发社会舆情。

二是能够降低市场主体投资风险，在仅有电能量市场的模式中，边际机组固定成本需要在电价高峰时段进行回收，系统出现电价高峰时段的时长和电价水平会直接影响机组的投资回报情况，市场主体投资不确定性大，对系统发电充裕度可能造成影响。特别是我国电力市场还处于不断完善的过程中，必须尽量避免采取直接实施的限价政策，这将会进一步影响边际机组的投资意愿。

三是能够缓解市场力。电力行业市场投资主体丰富程度不够，仅通过电能量市场价格引导，可能造成系统经常处在紧平衡状态，替代容量不足可能造成市场中市场力难以控制，在容量紧张时期，对于高电价产生的原因也难以判断，造成市场监管困难。支持性容量政策能够保证系统容量相对充裕，增加了市场内的竞争容量，这是缓解市场力影响的根本性举措。

四是能够协调发电主体的投资时序。容量支持政策在提出相应的系统可靠性要求的同时，就意味着要协调发电容量在一定时期内的投资时序，新的发电主体进入市场投资，不仅仅只看负荷增长情况，还要看长期的发电容量装机变化，其他新进的投资主体投资决策会直接影响其市场收益，因此容量支撑政策会给予政府和监管机构在电力市场环境下，协调投资时序的手段，这也是保证发电容量有序投产的重要途径。

容量支持性政策设计

在我国面临的形势

从保供层面看，实现“双碳”目标，建设以新型电力系统为核心的新型能源体系，是当前我国电力行业建设发展需要锚定的首要目标。如何实现可再生能源和传统能源优化组合，是当前电力市场化改革亟需解决的问题。在长时储能技术仍未取得突破的情况下，传统电源所能够提供的可靠发电容量，仍是未来电力系统所必须的，是支撑电网安全运行的“稳定器”。通过合理的容量机制设计，科学评判传统电源容量价值，保持合理的传统电源装机比例，对引导传统电源和可再生能源各安其位、各司其职，至关重要。从市场层面看，在电力市场环境下，可再生能源发电情况直接影响市场价格水平。2022年夏季，由于西南水电来水偏枯，省间现货市场电价居高不下；2023年5月，山东可再生能源出力较大，导致现货市场出现长时间负电价。一方面，容量相对充裕是稳定批发市场电价的关键。好的市场体系不能只有风险，而没有避险手段。随着市场建设的深入推进，市场主体对电价波动所带来的收益不确定性有了直接的感性认识，市场主体需要容量支持性政策等风险对冲手段，特别是稳定传统电源主体市场预期，引导电源主体有序投资和按需延寿；另一方面，可能出现的超高电价或负电价对零售侧电价套餐制订造成困难，售电公司和终端用户的博弈或者风险分摊责任更加难以达成一致，建立容量支持性政策，保证批发市场电价在合理范围波动，在一定程度上将更有利于售电侧竞争，引导售电公司将更多精力放在零售环节成本管理和用户用电行为管理上，减少赌博性的购售电策略。

我国容量支持性政策建设也面临更加复杂的外部形势。在欧美国家放松行业管制、建设电力市场时，电力系统还没有进入转型期。而我国目前面临着电力市场化改革和能源转型的双重任务，对于相关政策设计的系统性、合理性提出了更高的要求。一是容量补偿机制需要统一设计。目前，我国已经出台的一些容量补偿措施，往往针对某一类特定电源主体。容量补偿机制设计应该综合考虑电源投资成本和系统实际需求，补偿市场主体一部分收益是容量补偿机制的具体措施，不是其实施目的。应该在确定系统需要资源的容量和标准的情况下，给予满足要求的资源统一补偿标准，避免某一类主体或者某一类技术路线主体在市场竞争中出现不正当竞争优势。二是电能量和辅助服务市场需要更长周期的运行。容量支持性政策是电力市场体系建设的配套措施或者配套市场，容量补偿标准的计算，需要更长周期电力市场的运行数据，以支撑政府和监管机构跟踪各类机组的收益情况，判断市场对于主体投资积极性的影响，及时调整补偿标准或者容量需求曲线，避免过补偿或者欠补偿。三是可再生能源、需求响应等非传统资源的容量价值亟需计算规范。可再生能源、需求响应、能效、新型储能等区别于传统电源的资源，同样具有容量价值，明确其有效容量计算规范，一方面是承认相关资源与传统电源的同等市场主体地位，给予其与贡献相匹配的容量价值补偿。另一方面，能够激励相关主体进一步向“系统友好”方向发展，通过技术和模式创新，进一步提升自身容量价值，提高容量收益。

PJM容量市场的基本框架

作为运营最为成功的电力市场之一，美国PJM市场在建设初期是没有设计容量市场机制的，但是设计了与容量市场具有类似功能的容量责任政策，PJM会按照市场主体预测负荷和需要预留的发电容量，为市场主体（LSE）分配容量责任，并要求LSE自行建设或者购买足够的发电容量来保障系统的发电充裕度，对于发电容量不足需要PJM相关市场主体承担分摊的成本，也与现在可靠性电价模型中对于新进机组成本分摊的模型类似，这也是PJM容量市场的雏形。1999年，PJM引入了月度/多月的备用市场交易机制（CCM），并在8年后，建成了目前基于可靠性电价模型(RPM)的容量市场。目前，PJM容量市场基本框架如下：

交易标的。PJM容量市场交易标的是未来3年（目标年），能够满足系统充裕度的容量资源。PJM在确定系统所需发电充裕度时，会每年对未来11年系统发电充裕度进行预测，滚动调整容量需求，确保系统能够满足对应的可靠性指标。能够参与系统容量申报的资源包括已建或者计划建设的发电资源、需求响应资源（负荷管理资源）、能效资源、纳入PJM输电规划的输电通道，以及整合的分布式发电、需求响应、用户侧储能等具有容量属性的聚合资源，所有资源需要在系统运行进入紧急情况的条件下，能够提供可用出力或者备用容量。

其中，在容量市场中标的需求响应（DR）项目，必须注册为紧急或者预紧急的需求响应资源，在系统出现供应缺口时，减小负荷至承诺的最低负荷水平或执行最大削减量。具备负荷自动控制能力且实施能够与批发市场电价进行联动的电价响应负荷（PRD），也能够参与容量市场，同样也被要求在系统出现紧急情况时，削减负荷至最低负荷水平。需要特别说明的是，在PJM对于紧急需求响应项目注册的要求中，明确规定只有具有自备电厂（即非统调电厂）的需求响应项目，才能够注册为紧急需求响应项目。

报价形式。符合PJM容量市场报价需求的资源能够参与容量市场报价，最小申报容量为0.1兆瓦，报价形式为美元/兆瓦·天，申报非递减的量价对曲线。对应的申报资源需要同步申报其可用装机容量（ICAP）和对应的强迫停运率（EFORd）,从而用于计算能够用于容量市场出清的可用有效容量（UCAP）。但是对于可再生能源、储能，则需要根据其夏季负荷高峰和冬季负荷高峰时段，平均有效出力来判断其可用有效容量（UCAP），对于上述资源就不再重复计算强迫停运率，因为基于统计数据计算平均有效出力时已经考虑了非计划停运情况。

PJM容量市场本质上是一个成本报价市场，对于计划建设的发电、输电、需求响应和能效项目，不设置价格上限。对于已经投产且需要在容量市场中报价的发电资源，则需要根据其会计计算的可避免成本（ACR）以及其在电能量和辅助服务市场中的收益差值来确定报价上限。同时，为避免部分市场主体在容量市场中报低价中标，包括有市场外补贴项目或者已过投资回收期且与负荷主体存在利益关联的项目，PJM在容量市场中设置了最小报价规则（MOPR），对新建项目建设成本(CONE)和已投产项目可避免成本(ACR)均明确了地板价，并基于地板价限制其在容量市场中的最低报价。

容量确定。PJM的容量市场需求计算基于系统可靠性指标要求，目前，PJM对于整个RTO的可靠性要求是期望停电概率（LOLE）不大于10年出现1次停电，对于容量分区内的要求是不大于25年出现1次停电，系统基本容量需求就是在满足上述可靠性要求下的系统所需容量。基本容量需求需要转化成用于PJM容量市场出清（基础拍卖阶段）的容量需求曲线（VRR）。容量需求曲线在RPM模型中至关重要，容量需求曲线是PJM根据新进机组（边际机组）的新建成本或净新建成本，和系统不同容量需求进行计算的。目前，PJM选定用于计算VRR容量价格的机组为7HA的燃气轮机，其CONE是构成VRR的重要参数。

在增量拍卖中，需要根据PJM对于系统可靠性的调整要求，对购买容量进行调整，但是购买需求不再是基本投标阶段的容量需求曲线。增量交易中的供给和需求曲线均由市场主体申报曲线拟合而成，由于增量拍卖除了满足市场主体间的容量转让需求之外，还要满足整个RTO或者每个分区LDA中对于发电容量调整需求。因此，在PJM容量市场的增量交易中，需要PJM作为容量市场买方或者卖方申报，PJM申报曲线形成需要基于调整后的VRR，并从调整后的VRR截取部分曲线作为增量拍卖中PJM的买入或卖出曲线。

出清和调用方式。PJM 容量市场组织可以分为两个阶段。第一阶段是基本拍卖阶段，标的是目标年（3年后）系统可用容量。由于容量市场出清机制中对于新建和已投产项目有不同的报价约束和限制，PJM认为已经在此前中标的容量不再是新建机组。如果已投产机组在本年度有可用容量，却没有参与基本容量投标，那么后续的增量拍卖这部分容量也不能参与，新增输电容量只能参与基本拍卖。第二阶段是增量拍卖阶段，该阶段对于已投产机组，其能够参与增量拍卖的容量为其在上一轮容量拍卖后新增的可用容量或者未中标容量；对于新建机组则要求其投标容量为其因为上一轮投标关闸时，还不具备容量市场拍卖资格，而新增的可用容量。增量拍卖在进入目标年之前共计组织三轮，确保发电投标容量能够动态满足系统可靠性要求。

RPM模型中除了对RTO有容量约束，对于每个容量分区均提出了容量约束，在RPM建模过程中，主要通过每个分区的紧急容量传输目标（CETO）和紧急容量传输限制（CETL），形成分区约束，CETO是在满足分区内可靠性要求的情况下需要的外部容量需求，CETL是外部容量传输的输电容量约束。规则中要求，当CETL小于1.15倍CETO时，说明应该有新建输电线路纳入到PJM输电网规划中。由于存在CETL约束，所以在容量市场中可能会出现与电能量市场类似的分区容量价格，在PJM容量市场中设计了容量传输权（CTR），与FTR类似，通过CTR对容量分区的“容量阻塞费”进行风险对冲和费用分摊。

关于中标资源的容量履约责任，2020年至2021年，PJM已经要求所有参与容量市场的资源均需为容量表现型资源，能够在任何情况下，系统出现紧急情况时提供必要的容量支撑，包括电能量和备用。所有在RPM中标的发电容量都需要在日前市场中进行投标。DR资源则必须登记为具有响应容量的紧急或者预紧急需求响应项目。同时，PJM会对在容量市场中标的相关资源进行容量评估，计算中标容量与资源实际可用容量的差额，如果发现相关资源无法兑现容量，需要按照平均容量价格的1.2倍，或者平均容量价格加20美元/兆瓦·天的较高者进行处罚。处罚的费用会按照负荷集成商LSE所支付的容量相关费用比例进行分享。

LSE是承担容量责任也是购买容量的主体，其承担容量市场费用的基本逻辑是按照其负荷占系统或区域最大负荷的比例。但是由于容量是多轮拍卖，RTO和区域的最终容量价格需要根据多轮的拍卖价格和拍卖容量进行平均。PJM容量市场也给了LSE其他用来履行容量责任的方式，比如双边容量交易、自调度容量或固定资源需求（FRR）等方式来进行容量购买或履约。

容量市场关键机制设计及启示

容量市场是政府和监管机构为了保证系统安全稳定运行和市场价格平稳有序所设计实施的、带有管制性质的市场。其竞争程度相对有限，PJM容量市场在设计上的部分关键机制，是值得我国在后续容量支撑性政策设计过程中借鉴的，这也是发挥容量支持性政策“保供稳价”作用的关键。

一是明确系统可靠性标准和资源有效容量计算流程。PJM容量市场需求曲线是设计出来的，并不是真实的市场主体需求，这是容量支持性政策属于市场外部性约束造成的。容量需求曲线的设计一直是PJM容量市场争议较大的内容之一，从基础拍卖扣除预留的短期拍卖容量，到目前的曲线调整机制，其曲线构造也在不断调整。尽管容量需求曲线能够赋予超过系统最低可靠性要求的发电资源容量价值，但是PJM区域的监管机构也一直在质疑构造一个斜率向下的容量需求曲线是否能够真正带来系统收益，因为垂直的需求曲线可以减少一部分容量购买和费用支出。2020年，PJM电费支出中容量成本约占到了22%。但是也应该看到，构造容量需求曲线的关键是系统可靠性标准和资源有效容量计算流程，其能够直接影响容量拍卖的供需情况，从而对系统容量充裕度和容量价值产生影响，明确系统可靠性标准和资源有效容量计算流程至关重要。可靠性标准除了整个RTO的LOLE外，还包括容量分区划分，如果需要划分新的容量分区，需要书面通知FERC。传统机组的有效容量计算关键是强迫停运率，无论是容量补偿或者容量市场等容量支持性政策，有效容量计算都是对个体补偿的重要参数，必须明确传统机组强迫停运率的计算规范。同时，由于可再生能源、储能等新型容量资源的大规模接入，需要尽快提出其有效容量计算规范，要保证按贡献、按需求进行容量价值判断和补偿，做到资源“同质同价”，确保容量支持性政策的技术中性。

二是精细化的成本核算是容量市场有效运行的基础。容量支持性政策的核心逻辑应该是补偿市场边际机组，确保边际机组始终能够回收投资成本并获得一定的合理收益。容量市场是一个成本报价市场，新进机组的投资成本CONE、已建成机组的可避免成本ACR是判断机组成本回收情况的重要参数。在PJM容量市场规则中，形成了对于新进机组投资成本CONE计算的详细规范，包括RTO内部的CONE价值分区，区分不同地区机组建设成本差异。由于明确的边际机组是7HA的燃气机组，所以PJM 认为CONE分区建设成本差异主要来源于人力成本，并使用美国劳动部门的人力成本费率表对CONE进行计算。同时，由于容量市场补偿的是机组无法通过电能量市场和辅助服务市场回收的“Missing Money”, 所以需要计算扣除相应市场收益后的净投资成本，同样需要明确市场收益的计算原则和方式，从而确保容量需求曲线价格设置、容量报价上下限计算的合理性。下一步，无论我国是采用容量补偿或者其他容量支撑性政策，新建机组成本和已投产机组可避免成本核算都是必不可少的环节，这是容量支持性政策合理性的基本保障。

三是保护性报价机制确保容量市场价格运行在合理区间。无论采用何种容量支持性政策，已投产在运的机组与新建机组比较均有一定的竞争优势，按照目前容量市场定价机制，已经回收投资成本或者一部分有场外照顾性政策的机组，为了确保能够在容量市场中标，往往可能采用偏离成本报低价，从而影响新建机组收益。PJM市场中设计了保护性报价机制，避免部分主体在容量市场中形成不正当的竞争优势。同时，PJM市场还设计了最小报价规则（MOPR），对新建和已投产机组设定了报价下限，避免容量市场中出现价格踩踏，导致市场竞争难以形成合理的容量市场价格。下一步，我国的容量支持性政策也必须同时考虑新建机组补偿的稳定性，以及已投运机组如果退出商业运行可能造成的可避免成本，将容量补偿价值稳定在合理区间。

四是容量支持性政策需要在市场体系设计中统筹考虑。从PJM市场规则设计中可以看出，容量市场和电能量市场是高度耦合的，市场规则的体系化设计至关重要。对于机组的收益不应该区分或者对应固定成本或变动成本，容量市场的设计原则是容量市场收益加上电能量、辅助服务市场收益能够补足边际机组投资成本，吸引主体新增投资。在容量市场中，扣减完电能量和辅助服务市场收益的净CONE和净ACR是划定容量需求曲线、形成容量市场价格的关键参数。在电能量市场中，PJM会对一部分长期被限价的机组（FMU）实行宽松限价，基本原则是对于限价超过一定时间长度，且电能量加容量收益难以补足其可避免成本（ACR）的机组，要按比例提升其限价标准。上述措施都是为了保障机组能够获得足够的收益，避免机组提前退出商业运行或影响新建机组投资预期。下一步，我国在相关容量市场设计过程中，必须要统筹好相关机制设计，避免规则设计碎片化，补偿机制不能与电能量和辅助服务市场同步设计考虑，因为极有可能进一步推高系统运行成本和补偿成本。

本文刊载于《中国电力企业管理》2023年07期，作者武赓供职于电力规划设计总院，作者王昊婧供职于国网北京市电力公司北京电力经济技术研究院