关于发电容量充裕度机制的十点建议

电力市场设计中重视发电容量充裕度机制已是共识，但目前对于发电容量充裕度机制在形式上还存在争议：首先，发电容量充裕度机制的类型多，缺乏统一的定义、分类方法；其次，在不同方法的优劣、适应条件方面，没有达成一致的最佳解决方案。还有一些地方把中长期合约、差价合约等也看作特殊的发电容量充裕度机制。本文对发电容量充裕度机制的相关理论方法和实践进行讨论，探讨对我国电力市场建设的启示。 

（来源：电联新媒 作者：荆朝霞）

概述

新型电力系统及电力市场环境下，发电容量充裕度机制（Capacity Adequacy Mechanism，CAM）是重要的，但存在争议的、尚未有一致认可的最佳解决方案是其面临的最大问题。CAM的目标是保证电力系统发电容量的充裕性，简称容量充裕性（Capacity Adequacy，CA）。一般来说，CA包括两方面的含义或目标：一是满足相关目标，二是成本最低。其中，目标包括供电可靠、电力系统安全、绿色低碳等，实现方式包括总容量的控制和不同类型发电结构的控制。电力系统提供电能量的资源除了发电机组，还有纯能量市场、虚拟电厂等，为简化描述，本文统一以“发电”表示。

广义讲，所有促进发电成本回收、保证发电供给的机制，都属于CAM。狭义讲，CAM是在正常的市场交易和价格机制之外设计的，促进CA的辅助机制。CAM可分为两大类：纯能量市场（Energy-Only Market，EOM）和容量机制（Capacity Mechanism，CM）。其中，EOM下，发电的收入仅来自发电或备用等辅助服务，不会仅仅因为具有发电能力而得到补偿。CM下，发电能力在电能量市场之外可以获得额外的补偿。容量市场和容量补偿是最典型、常见的两种CM。此外，常见的CM还有战略备用、分散式容量义务、可靠性期权等。

电力市场为什么需要进行CAM设计？

对于一般的商品市场，并不需要单独设计保障商品充足供应的机制，因为，在完美的市场中，市场这只无形的手会自动促进供应侧的投资和运行，驱使短期、长期供需的平衡，促使社会福利最大化的实现。这里的完美市场指完全竞争、信息对称、无交易成本。

但在电力市场中，电能量产品的供应、社会福利最大的均衡结果很难自动实现，常常需要设置单独的CAM，特别是在新型电力系统下。其主要原因包括：市场不完美、搁浅成本回收及市场初期的CA问题。

完美市场中生产者固定成本的回收机制

完美市场中，生产者通过稀缺价格机制回收固定成本：在需求高、供应紧张的时段，价格高于生产产品的变动成本，甚至远高于变动成本，生产者获得短期租金，用来回收固定成本。这个产品价格高于变动成本的“加价”，也称为“稀缺加价”，形成生产者的“短期租金”。

完美市场中，电力市场加价或短期租金的水平主要由市场的长期均衡决定：供大于求时，短期租金无法覆盖全部固定成本，发电亏损，市场引导容量适当退出；供需平衡时，短期租金正好覆盖固定成本，发电盈亏平衡，市场平稳发展；供不应求时，短期租金高于固定成本，发电获得超额利润，激励新的投资。不同时段的加价除了与生产者的固定成本有关，主要受到消费者的需求弹性的影响：根据“拉姆齐”定理，不同时段的加价之比与需求弹性之比成反比。

导致电力市场不完美竞争的因素

完美市场中，基于市场化的、自由的稀缺加价的固定成本回收机制没有问题，长期均衡下总的短期租金应正好等于总固定成本。但是在电力市场中，多种因素可能造成市场的不完美，因此，基于纯粹市场驱动的EOM无法保证发电成本的回收，进而也无法保证容量的充裕性。

首先，市场竞争不够充分，包括需求侧和供给侧两方面的原因。在需求侧，需求弹性小，或者缺乏反映需求弹性的渠道和手段。电力用户需求弹性小的说法其实不是很准确，或者说不是很全面。一些用户在一些情况下的电力需求弹性可能很大。之所以很多人感觉电力的需求弹性很小，其实是由于用户侧缺乏响应的动力或能力。又有多个方面的因素会造成这个结果，比如用户没有安装实时计量电表，电力市场没有实施实时电价机制，电力市场有实时电价但用户无法获得或没有按实时电价结算等。计量的问题可以通过技术的进步来解决，实时电价机制可通过现货市场的建立来解决，而要让用户侧直接面对实时电价，则需要电力市场，特别是零售市场的相关安全、风险控制机制的建立和健全，特别是在基本用电保障及长期控制电价水平风险方面的机制，避免用户基本用电无法保证，以及用户电费出现过大的波动。分散式容量义务、可靠性期权都可以作为实现这个风险控制目标而制定的机制。

在供给侧，集中度大、竞争不充分。即使用户侧缺乏弹性或响应能力不足，如果供给侧有充分的竞争，也可以通过市场机制引导出合适的、不同时段的稀缺加价，促使发电固定成本的合理回收。但是，如果供应侧有较大的市场力，发电资源具有将一些时段的价格抬高到超过长期均衡下的短期价格水平的能力。电力市场中，以下三个方面的原因可能会提高发电侧的市场力：一是发电机组投资大，建设周期长；二是发电企业数目少，发电的投资和运营集中度大；三是相关信息不够透明和公开，市场主体掌握的信息不对称。对于第一个方面的原因，分布式发电的发展可以降低其影响，但是如果分布式发电仍然由少数发电集团投资和控制，将仍然存在实际的市场力；对于第二个方面的原因，可通过重组、建立支持小型企业发展和参与市场的机制、增加需求响应和虚拟电厂等主体类型的方式来解决；对于第三个方面的原因，可通过完善、推进信息公开等来解决。

其次，供电常被看作一种基础公共服务，并有多方面的外部性。电力的保供和稳价常常被认为是政府的一种责任，因此，政府会对电力的生产、交易、价格及相关企业的收益等进行干预，进而可能影响电价的水平和结构，导致市场竞争的不完美。这些干预会造成多方面的后果：某些市场主体本应收回的成本无法回收、扭曲市场价格、增加市场力等。另外，电力有环境、安全等多方面的外部性，相关价值无法通过自由市场体现，通过竞争市场的电价无法保证所有资源固定成本的合理回收。

最后且最重要的一个方面，电力市场机制和政策可能不完善，存在市场失灵或政策失灵，导致一些本应通过市场回收的成本无法回收。导致市场失灵或政策失灵的原因包括：产品体系不完善（如某种调节价值无法体现）、交易体系不完善（造成市场流动性差，一些风险无法规避）、价格形成机制不完善（如过低的价格上限、不合理的价格结构）、信息不充分和不对称（包括信息公开不够、信息成本高）、交易成本高、市场力监控措施不完善、相关政策的意外效果等。其中，政策的意外效果是指，为了解决某个问题的政策，可能带来一些意外的效果，包括部分发电资源的收入不足。比如，为了促进新能源的发展，对新能源发电企业进行补贴，但在一些补贴机制下，可能导致电能量市场价格的降低，进而导致传统发电机组收入不足。

其他需要容量机制的情况

搁浅成本问题。一些发电资源是在市场化改革前建设的，其投资建设不完全是市场驱动的，当前的电源结构不一定是最优的。因此，在自由的市场下，一些改革前建设的发电资源可能无法将全部成本回收，这部分差额的成本即为搁浅成本。从公平的角度看，应该有相关机制来保证搁浅成本的回收。

发电容量不充裕。即使已经设计了完美的市场和政策机制，但由于当前的电力系统是在历史的市场条件及政策体系下形成的，可能存在发电容量不足的问题。因此，为了确保当前电力的安全可靠供应，促进相关发电的投资，需要设计CAM，以解决当前的容量充裕度问题，如通过战略备用机制给准备退役的电厂补偿，以增加发电容量供给。对解决这个问题的容量机制，需要在相关容量充裕度问题解决后及时退出。

典型的容量充裕机制

稀缺定价机制。稀缺定价（Scarcity Pricing，SC）机制下，在电力稀缺的时段电能量价格上涨，使得发电资源获得额外的收益用来收回固定成本。稀缺定价机制下，不应对电能量设置价格上限，而应采用基于稀缺定价的纯能量市场机制（EOM with scarcity pricing）。以一个简单系统为例，说明稀缺价格的形成机制。假设如下场景：某个发电机组装机容量为1000兆瓦，每兆瓦容量每天需要回收的固定成本为2400元，发电的变动成本为350元/兆瓦时；负荷分为峰、谷两种时段，一年中，峰、谷时段的比为1∶23，即一年有365或366小时的峰荷时段；在未设价格上限的稀缺定价机制下，一种市场均衡的结果是：峰、谷时段的电能量价格分别为2750元/兆瓦时和350元/兆瓦时，该机组的出力分别为1000兆瓦和200兆瓦。对含1小时峰时段、23小时谷时段的24个小时，该机组获得的短期租金为240万元，正好回收成本。需要注意的是，上述的均衡结果是在市场的供给能力即发电装机容量和电力需求基本匹配的情况下得到的。在其他情况下，可能有其他的均衡结果：供大于求，即在装机容量过剩情况下，市场均衡下峰时段的价格可能无法达到2750元/兆瓦时，从而导致发电机组的固定成本无法全部回收；供不应求，即在装机容量短缺情况下，市场均衡下峰、谷时段的价格可能分别超过2750元/兆瓦时、350元/兆瓦时，从而使得发电机组获得超额的利润。另外，这里所说的均衡，主要强调市场中的主体是能动的，其在市场中的行为会随其他市场主体的行为及市场价格的变化而变化，市场主体之间的利益是相关的、存在博弈的关系。完美市场中，稀缺定价机制理论上可以引导充足、合理的发电投资，保证发电容量的充裕性。

具有价格上限的稀缺定价机制（EOM with a Price Cap，EOMPC）。实际电力市场中，即使采用EOM模式，一般仍然会对电能量价格设置一个上限，即EOMPC模式。长期看，只要这个价格上限不至于过低，并不会影响发电资源长期的总收益，但可能会影响不同时段之间的价格关系：发电企业会通过抬高未达到价格上限时段的电能量价格来回收本该在高于价格上限时段回收的成本。仍以上面的系统为例，假设市场设置了价格上限，为1600元/兆瓦时，则峰时段每兆瓦时发电的收入减少1150元。发电企业如果存在市场力，可通过将谷时段的价格抬高到600元/兆瓦时来实现全成本回收的目的：谷段抬升价格=峰段缺额价格×峰谷容量比×峰谷时间比=1150×5/23=250元/兆瓦时。按这种方法计算的原因是基于“市场长期均衡”原理：长期看，发电企业的总体盈利水平主要取决于电力的总体供需水平、发电准入的难易程度等反映发电市场竞争程度的因素，而市场中的一些具体的规则（如价格上限、容量机制的形式）主要会影响不同产品（如不同时段之间的电能量）的价格关系（如峰谷价差比），即价格结构。可以看到，实行1600元/兆瓦时的价格上限时，峰、谷时段的价格比为1600:600≈2.67，相对没有价格上限时的价格比即2750:350≈7.86，两种情况下发电的总收入相同。与EOM类似，长期均衡的具体结果与市场的供需水平、竞争程度等有关。比如，如果市场竞争非常充分，即使价格上限定为1600元/兆瓦时，实际市场的均衡结果也可能是峰、谷时段价格均为350元/兆瓦时，发电的固定成本完全无法回收。另外，各时段高于变动成本的加价可以通过发电企业的报价形成，如澳大利亚电力市场；也可以通过市场运营机构在市场出清价基础上根据相关参数计算出来，如美国得州电力市场。这种机制下的价格上限一般较高，可通过失负荷损失（Value of Lost Load，VOLL）、拓展的运行备用需求曲线（Operating Reserve Demand Curve，ORDC）等设定。但如果价格上限设置得过低，可能造成发电企业无论如何报价都无法使得全部成本回收。比如，上述例子中如果将价格上限降为600元/兆瓦时，即使所有时段价格都涨到价格上限600元/兆瓦时，机组每天的成本缺额仍有100万元。如果价格上限降为550元/兆瓦时，机组每天的成本缺额则达到128万元。如果价格上限暂时无法放开，又希望发电企业能收回足额的成本，则需设计相关的容量机制。另外，为保证能够回收全部的成本，而把价格上限定为1600元/兆瓦时，由于价格上限的存在会改变峰谷电价比、扭曲价格结构，这可以通过一些容量机制的设计减小相关扭曲。

容量补偿。这是最简单的一种容量机制，由政府或市场运营机构确定发电容量的补偿价格，所有满足条件的容量都得到相应的补偿，可以实现对全部容量或部分容量进行补偿，对不同类型的发电技术可以设置不同的补偿标准。很多电力市场在早期都采用了容量补偿机制，但之后一些市场改为更加市场化的一些机制，如2018年前，墨西哥采用容量补偿，2020年后引入容量市场；2019年前，意大利采用容量补偿，后引入容量市场，2023年进一步引入可靠性期权。

集中式容量市场。这种机制下，将发电的可用容量看作一种独立的产品，合格发电容量可以获得相关的收入。通常由市场运营机构确定容量的需求，可以是一个具体的兆瓦值或者是一条随价格变化的容量需求曲线。市场运营机构组织容量的招标，合格的发电企业参与投标。一般根据峰荷机组的固定成本及在电能量市场、辅助服务市场预估的收入情况确定容量市场的价格上限，容量市场的收入一般用来回收发电企业在能量市场及辅助服务市场无法回收的固定成本。在容量市场中标的发电容量，必须保证在现货市场规定时段的可用性，否则将受到惩罚。

分散式容量义务。这种机制下，将总的容量需求分解，分配到不同的市场主体，如供电公司、售电公司、公共事业公司，这里统称为容量责任主体。容量责任主体可通过多种方式履行容量义务，如自行建设发电容量，与发电企业签订长期合同、通过集中的容量市场购买等，相关市场规则会对合格的容量义务履行方式进行规定。容量义务一般需要覆盖其用户的峰值负荷及一定比例的备用。美国加州、澳大利亚都采用了分散式容量义务机制。与集中式容量市场不同的是，分散式容量义务机制下，履行容量义务有多种方式，不一定要给发电容量以电能量市场之外的其他补偿。比如，与发电企业签订长期的电能量供给合同可以作为履行容量义务的一种方式。可以认为，分散式容量义务是市场运营机构对容量责任主体在控制供电风险方面提出的强制性要求，这里的风险主要从供电可靠性角度考虑，保证在峰荷时期有足够的发电能力。

战略备用。由市场运营机构与面临退役或停用的发电机组签订合约，在系统出现容量短缺时调用。与容量市场机制的差别主要在于，战略备用的容量属于专门预留，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。

可靠性期权。一些研究中，将可靠性期权也作为容量机制的一种。可靠性期权可以认为是一种由市场运营机构组织的、广义的金融衍生品，主要起到保障供电、对冲价格风险的作用：合格的发电容量主体获得容量费，即期权费，代价是在电力供给紧张时，以事先规定的价格（即：执行价）提供电力，否则需要支付罚金。也可以将可靠性期权看作一种保险，容量费为保费，供给紧张时市场价格高于执行价对应的电费是保险的支付。可靠性期权与容量市场、容量补偿机制的一个主要区别在于，发电资源获得了容量费后，是否在保证供电之外有额外的义务。在容量市场、容量补偿机制下，一般没有额外的义务；可靠性期权下，具有按规定的执行价供电的义务。如果可靠性期权的执行价与容量市场、容量补偿机制下的价格上限相同，在需求量相同的情况下，其实现的效果也基本是相同的。

政府授权合约。为了支持一些特殊类别的发电资源的投资和运行，可能设计一些政府驱动的中长期合约，并由市场运营机构或专门的机构负责合约的签订和执行。典型的政府授权合约如英国对新能源的差价合约，通过直接分配、竞争性招标等方式确定合约的签约对象、签约量、执行价和参考价，以实现对新能源发电企业的支持。也有机构在探索一些新型的合约机制，如基于收益的合约机制，以解决新型电力系统下相关发电资源的发电量、市场价格波动性大的问题。政府驱动的差价合约与市场化差价合约的主要差别在于，市场化差价合约下，合约价与基准价的均值是一致的，交易的目的是锁定价格；而政府授权的差价合约，合约价可能高于或低于基准价的均值，以实现对相关发电资源的补贴或收益回收。

市场化金融衍生品。市场化金融衍生品是发电、用电双方自由形成的以规避市场价格风险为目的的金融工具，包括市场化的电力期权、市场化的双向差价合约等。这些机制的主要目的是规避电能价格波动风险，保证发电资源比较稳定的收入，可以实现降低资本成本的目的，但其无法解决由于供需不平衡导致的电价高于或低于发电成本的风险。在存在市场失灵或政策失灵的情况下，单独的市场化金融衍生品无法保证发电容量的充裕度。      

电力市场CAM设计的流程

首先，辨认哪些成本需要回收。电力市场中，并不需要保证所有的发电固定成本全额回收。是否应该回收，应该基于市场化改革的目标、电力系统规划的目标，以及对电力市场长期均衡的分析。在研究、制定CAM时，首先要对这个问题进行分析，哪些发电企业的哪些成本需要回收？根据上面分析，搁浅成本需要回收，保证当前容量充裕的发电投资的成本需要回收，能促进电力市场长期均衡和安全经济供应的发电投资成本应该回收。

其次，判断哪些需要通过额外的CM回收。根据前面的分析，在完美市场中，可通过市场促进CA，不需要额外的CM。由于市场和政策不可能完美，实际市场中一定存在一些失灵，而且市场失灵和政策失灵也很难在短期内完全消除，因此，需要结合当前市场的设计和相关政策，确定需要通过CM回收的成本。但从长远看，尽量通过改善市场机制和政策体系的设计，减少市场失灵及需要通过CM回收的成本。

最后，根据CM需要解决的问题类型和所在电力系统、电力市场的实际情况，设计、选择合适的CM。CM的选择除了考虑在补偿发电成本、促进发电投资方面的效果外，还必须考虑对市场主体的市场行为、价格水平、价格结构等的影响，尽量减小对市场价格信号的扭曲。下面针对CM需要解决的问题类型，分别分析解决方案及适用的CM。

竞争不充分：可加强需求响应技术研发、完善需求响应机制、还原市场价格提高分时价差等，提高需求侧响应的机会和能力，或者放松市场准入、增加市场主体、加强市场力管控等提高发电侧的竞争，并在此基础上采用EOM尽量放开市场的价格上限。在CM方面，可通过强制性的中长期合约降低发电市场力，通过分散式容量义务、可靠性期权、市场化金融衍生品等降低发用电双方所应对波动性电能量价格带来的风险。

公共服务和外部性：首先需要测算通过CM补偿的成本额度或特殊类型的发电容量，然后通过容量补偿、差价合约、可靠性期权或专项的容量义务等机制来解决。容量补偿的额度、差价合约和可靠性期权的执行价，根据需要通过CM补偿的额度计算，专项容量义务（如可再生能源容量要求）通过市场对特殊类型发电容量的要求确定。

市场/政策失灵：尽量通过完善市场/政策来减少需要CM解决的问题，对短期无法解决的问题，可通过容量补偿、容量市场、差价合约等机制解决。

搁浅成本：首先需要测算搁浅成本的额度，然后通过容量补偿或差价合约等机制解决。

当前电力系统的发电容量充裕度问题：可通过战略备用机制或专项的容量补偿机制解决。

关于电力市场CAM的观点和建议

一是电力系统资源配置的重要方面是优化投资，电力市场建设的一个重要目标是引导发电的合理投资，其中“合理”的含义是：在满足相关目标的情况下，容量充足、结构合理、成本最小，这就是电力市场中发电容量充裕度机制需要解决的问题。

二是完美市场中，通过单能量市场，基于边际成本定价理论可以使得所有类型的发电成本合理回收，不需要额外的CM。“合理”的含义是，发电成本回收的水平与供需情况有关：供需平衡下，成本全部回收，促进长期可持续发展；供大于求下，回收不足，引导适量退出；供不应求下，获得超额收益，引导增量投资。

三是搁浅成本回收问题、当前容量不充裕、市场不完美，是造成需要CM的原因。导致电力市场不完美的因素包括：需求弹性小、缺乏反映需求弹性的渠道和手段；发电集中度大，竞争不充分；供电作为基础公共服务，存在多方面的外部性；市场机制/政策体系不完善。对CM的设计需要考虑对市场主体的市场行为、价格水平、价格结构等的影响，尽量减小对市场价格信号的扭曲。

四是电力市场中的价格上限可能影响分时价格结构及发电成本回收。长期看，发电成本回收及收益情况主要由长期的供需情况决定，但价格上限的存在会影响价格结构：价格上限偏低可能降低峰荷时段的电价，提高谷荷时段的电价，降低峰谷电价差。过低的价格上限可能导致发电成本无法完全回收。

五是容量补偿和容量市场机制下，对可用发电容量的补偿应是针对电能量市场和辅助服务市场无法补偿的、缺额的固定成本，而不是全部的固定成本。

六是分散式容量义务将容量义务分散到相关的市场主体，并允许容量责任主体以多种形式履行容量义务，可以解决容量补偿和集中式容量市场机制在补偿价格、价格上限设置、市场力等方面的一些问题。

七是市场建设初期如果存在容量充裕度问题，可以通过战略备用机制解决，尽量减小对市场价格的影响。

八是可通过差价合约等政府驱动的合约解决搁浅成本、市场力、外部性等问题，可以研究基于收益等类型的政府驱动合约。

九是可靠性期权是一种有效的容量机制，通过补偿价格、执行价格的设定可以实现补偿发电成本、规避用户价格风险等作用。市场化的金融衍生品可以用来进行风险对冲。

十是建议我国电力市场采用以下容量机制：适当提高电能量市场价格上限，包括中长期市场和现货市场的价格上限，减小政府对价格、交易的干预；建立政府授权合约，解决搁浅成本、外部性等问题；通过分散式容量义务或可靠性期权解决保供稳价的问题。