深度 | 为什么现阶段只能选择容量补偿机制

2025年7月14日，甘肃省发布《关于建立发电侧容量电价机制的通知（征求意见稿）》，成为全国首个推出“全容量+四大补偿”电价政策的省份。为何甘肃在稀缺定价、容量市场、容量补偿三种主流机制中独选后者？这需要从机制本质差异出发，结合我国电力市场建设展开系统性分析。

（来源：电联新媒 作者：闫鑫）

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三种容量成本回收机制的核心差异

世界多数国家和地区电力市场建设实践均表明，在建立竞争性电力批发市场的过程中，需要设计相应的发电容量成本回收机制，从而能够给予发电容量投资回收一个相对稳定的预期，保障发电容量的长期充裕。目前全球主流的容量成本回收机制可分为三类：稀缺定价机制、容量市场机制和容量补偿机制。

稀缺定价机制是单一电能量市场的定价模式，将电力可靠性与电能量价值捆绑，发电仅根据在市场中的实际发电量获得收益，其主要特点是现货价格出清上限高，允许现货价格在紧缺时段突破边际成本（如美国得州ERCOT市场的价格上限为9000美元/兆瓦时，折合人民币64609元/兆瓦时）激励投资。该机制主要适用于对高电价风险承受力强的地区。

容量市场是通过市场竞争的方式形成容量价格实现发电容量成本回收，主要适用于电能量市场发展已经相对完善的地区。其机制的核心在于容量需求模型的确定。以美国PJM容量市场为例，其基于可靠性定价模型（RPM），通过确定容量需求保障系统充裕性，核心在于将可靠性价值量化为市场价格。这种机制对系统预测能力、市场管控水平要求极高，英国、美国PJM等相对成熟市场采用容量市场。

容量补偿机制则是通过监管机构制定容量补偿价格，直接为发电企业提供固定成本回收渠道，主要适用于成本型的现货市场。智利是采用容量补偿机制的典型代表，其以系统高峰负荷时边际机组的投资成本为基准测算容量价格，确保发电商固定成本稳定回收。这种机制的关键在于核算容量价格与补偿范围，本质是成本型现货市场的补充。

通过对三种机制的系统对比分析可以清晰发现，容量成本回收机制的设计与电力现货市场存在着深度绑定的内在关联——其核心功能正在于对现货市场未能覆盖的容量成本进行精准补充回收。因此，现货市场的建设成熟度，必然成为规划容量成本回收机制时需要优先考量的前置性核心条件。进一步分析来看，稀缺定价机制与我国当前电价体系的实际情况存在显著的适配性矛盾。一方面，长期计划经济体制下形成的电价认知惯性，使得用户对电价出现大幅波动的接受阈值普遍较低；另一方面，电力经济领域监管能力的不足，导致难以精准甄别高电价现象的成因——究竟是真实供需矛盾引发的市场反应，还是市场力滥用导致的异常结果。这些现实约束共同决定了稀缺定价机制在我国当前阶段缺乏适用基础。那么该采用容量市场还是容量补偿机制呢？

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容量市场的现实瓶颈在于需求如何确定

容量市场是面对下一个五年规划的期货市场，核心难点在于需求确定。为了了解容量市场需求的确定，我们首先要明确容量需求是谁确定的，接着我们要找到判断可靠性的标准和方法，最后再判断是不是适合我们。

在电力系统中，容量需求的确定必须由政府统一执行，这是由容量商品的系统性属性所决定的。由于容量服务整个系统，难以精准界定具体受益方，因此不支持市场主体以个体身份单独购买容量资源。从责任划分来看，用户的核心义务在于容量服务的事后付费，而非通过自由交易自主决定容量获取方式——毕竟普通用户无法准确预判自身在用电极值出现时的实际功率需求。进一步而言，若允许市场主体自行购买容量，还将引发新的系统性问题：电网环节存在的网损、发电环节产生的厂用电，都会使电网企业和发电企业本身成为有效容量的实际需求者，这无疑会加剧容量配置的复杂性与混乱性。基于上述逻辑，容量需求的确定需依托权威部门的统筹规划。

政府部门依据可靠性规划提出容量需求的核心前提是明确可靠性的量化标准。电力系统可靠性标准本质是特定区域供电能力的下限规定，通过定量指标度量。评价可靠性的典型指标包括电力不足概率（LOLP）、电力不足时间期望（LOLE）、电量不足期望（EENS）等。以 LOLE 为例，若将其作为标准，可表述为“某省LOLE不得高于2小时/年”，即该省全年缺电时间不超过2小时（实际运用中，我国大部分省份可能超过这个量级）。由于我国目前可靠性标准、对供电期望的意外事件发生模型尚未明确，电源规划与经济性评估缺少关键依据，也无法确立停电期望标准。而如果按照采用极端100%可靠规划，因最高净负荷需求持续时间极短（不足1%），会造成装机资产大量闲置，浪费资源并推高用户用能成本。

除了可靠性评价标准以外，目前国际上可靠性评估方法也存在显著差异，各国之间相关技术路径的争议始终存在。目前国内外电力系统可靠性评估方法主要分为三大类：仿真法、解析法和事故枚举法。仿真法以蒙特卡罗、马科夫链等理论为基础，核心是模拟电力系统的不确定性。有北美的ELCC法和欧洲的EFC法，不同方法不同软件对同一电力系统的有效容量计算结果并不统一。通过复现发电侧与输电侧设备的故障、老化过程，统计仿真时间内系统的失负荷次数及影响范围，最终生成可靠性指标。解析法的关键思路是聚焦元件故障的连锁影响：先分析各元件故障可能引发的全部影响事件，再通过综合计算得出各负荷点及系统整体的可靠性指标。事故枚举法则通过构造电力系统潜在事故并排序，形成预想事故集合。具体操作中，从集合中选取事故后先测试是否直接引发系统故障及失负荷；若发生失负荷，采取矫正措施后仍存在负荷消减的，记录对应削减量。通过建立事故与失负荷的关联关系，统计计算得到该负荷水平下的可靠性指标。我国目前还未建立系统可靠性评估方法，也未建立各地可靠性规划制度，无法判断未来5年规划期的容量需求。

综上所述，目前我国既缺乏统一的可靠性评估标准，同时没有相应的可靠性评估方法，这就导致我们在容量市场中无法提出真正的电源需求，无法开展有效的市场竞争。除可靠性规划的技术壁垒和政策外，容量市场还面临用户承受能力与现货市场有效衔接的问题。容量市场需与现货市场深度协同，但我国现货市场仍处于起步阶段，以甘肃省为例，甘肃省于2024年9月5日转正式运行，截至目前正式运行时间不足1年，市场设计满足安全需要有余，反映经济关系尚不精确（国内电力现货市场普遍处于这一阶段）。在电能量市场尚未成熟的情况下，容量市场的复杂设计可能加剧市场矛盾，很可能出现容量市场出清价格忽高忽低的情况。此外，我国电力市场信息公开程度不足，市场主体获取信息有限，容量报价缺乏参考。同时在容量市场中也未考虑市场力的因素，进一步增加市场监管难度。

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容量补偿机制的适配性：

为何契合甘肃当前发展阶段？

甘肃选择容量补偿机制，以1-2年为周期逐年测算供需系数等参数，大幅降低了对容量需求确定的难度。本质是综合考虑了用户电价承受能力与当前电力市场建设情况，保障电源长期充裕性。

首先容量补偿机制有效地为发电企业回收固定成本。容量补偿机制的核心价值之一，必须通过建立长效机制保障发电容量成本的可靠回收，能够为市场主体提供清晰稳定的预期，进而夯实投资稳定性。甘肃省截至6月底新能源装机已突破7200万千瓦，占比高达65.64%。在新能源高占比的电力结构下，系统可靠性下降，有效容量不足（高峰频繁投入电化学储能），电网对调节电源的需求愈发迫切，容量补偿机制有效保证了调节电源固定成本的回收，也对增量机组投资起到有效的刺激作用。

二是兼顾民生保障与社会成本控制。电力作为基础性公共商品，其价格稳定直接关系民生福祉与经济社会稳定运行。甘肃的容量补偿机制设置了供需系数，一旦有效容量出现冗余，用户并不会为冗余的容量支付费用。由此，确保容量补偿机制对终端用电价格的影响处于可控范围，只有将社会成本控制在合理可承受区间，机制才能实现有序推进，这也充分契合我国“改革红利惠及民生”的核心政策导向。

三是容量补偿机制建设难度低、风险可控，易凝聚共识，实现平稳过渡。相较于容量市场和稀缺定价机制，实操可行性高，在当前电能量市场建设尚未完全成熟的背景下尤为关键。从机制的建设风险上看，容量补偿机制的系统可补偿容量可由政府主管部门结合经济形势、市场供需等因素适度调整，降低了机制的建设风险，发电企业在容量补偿机制下，实行公平统一的容量电价补偿标准，为发电企业提供较为明确的收入预期。

电力市场机制没有“最优解”，只有“最适解”。美国得州的稀缺定价、英国和PJM的容量市场、智利的容量补偿机制，本质是各国基于自身市场特征的选择，各种学术流派并未达成一致。甘肃作为全国首个推出“全容量+四大补偿”政策的省份，选择容量补偿机制，既充分考虑了用户承受能力，又考虑了现货市场建设进展。当前的选择无疑是平衡安全、效率与民生的理性决策，为我国电力市场机制创新提供了宝贵的地方实践样本。