发电容量充裕性保障机制国际实践与启示

01澳美稀缺定价机制澳大利亚和美国得州等均采用纯电能量市场体系并执行稀缺定价机制，不额外建立容量市场，以保障发电容量长期充裕。所谓稀缺定价机制就是发电商单纯通过电能量市场尖峰价格来回收机组投资成本，这就要求市场设置很高的价格上限，允许系统尖峰且发电备用容量不足时现货市场价格飙升至平时数百倍。为统筹电力市场整体协同、市场力监管与电价稳定、社会价值与政治环境等多重现实因素，各国实践均与理论机制有所偏离，如得州修正出清价格扭曲以保持与现货市场衔接，而澳大利亚则更接近理论机制。1.1

澳大利亚澳大利亚国家电力市场经过20年的运行与完善，已发展为成熟健全的实时市场，执行电能量和辅助服务联合出清，发电报价为不区分启停、空载和可变成本的纯电量形式，价格上限当前为13800澳元/（MW•h）。该上限由国家能源市场委员会按可靠性要求0.002%、基于失负荷价值（valueoflostload，VOLL）计算确定，以反映用户为避免停电的最高支付意愿，核查调整期为4年。当出现电力稀缺情况时，发电商往往会抬高实时报价，实时出清价格急剧上升，获取远超变动成本的结算电费将作为稀缺收益帮助回收机组固定成本。当发电容量出现长期短缺时，现货价格将频频高幅震荡并影响中长期价格，提高机组投资预期回报率，鼓励新建电源；反之亦然。此外，不同震荡周期和幅度的现货价格分量，还能够激励和引导电源结构优化。该机制原理明晰且设计简单，通过电能量市场价格信号，能够反映长期发电容量供需形势，科学引导电源投资，保障长期发电充裕，无需政府制定电源规划目标。但短期供需关系将导致现货电价剧烈波动与飙升，要求社会对电价大幅波动有强承受力，也要求发电商对电价风险有强管理能力。此外，该机制面临发电侧市场力滥用的监管难题，难点在如何判定尖峰电价是正常市场行为还是大型发电商市场力滥用行为。为此澳大利亚规定当336个交易时段（7天）现货电价总和达到或超过135.91万澳元时报价上限降为300澳元/（MW·h），并建立了较完善的信息公开与披露等配套制度。1.2

美国得州美国得州现货市场与澳大利亚显著不同：一是实时市场只有电能量市场，故不与辅助服务联合出清；二是除实时市场外还设置有日前市场且增设了可靠性机组组合环节。这两者均造成了实时市场出清价格的扭曲。为解决此问题，在实时市场结算中增补了价格增量机制，即在实时市场出清电价的基础上通过2项增量价格进行修正，还原为电能量价值的真实水平。（1）实时备用价格增量。得州实时市场只有电能量市场，故实时出清价格不能反映电能量参与备用辅助服务市场的机会成本，一定程度上偏离了真实的电能量价值。为此，市场引入了实时备用价格增量，反映真实电能量价值（称为“备用容量价值”）与实时市场出清电价之间的差额。备用容量价值能够反映容量备用供需紧缺情况下的电能量稀缺价值且随紧缺程度而变化，它由ERCOT根据市场实时备用容量水平和运营备用需求曲线（operatingreservedemandcurve，ORDC）事后计算确定。（2）可靠性部署价格增量。为保障系统供电可靠，得州市场在日前现货环节中增加了可靠性机组组合，通过指令开机或启动负荷备用等方式确保备用容量充足。同时，由此额外增加的备用容量将会抑制电能量价格，称为“价格反转”现象。为消除此影响，市场引入了可靠性价格增量，将实时市场出清价格修正还原到电能量的真实价值。该价格增量是有、无可靠性机组组合调度的电能量现货出清电价之间的差额。

02欧美容量市场典型实践就稀缺定价机制短期高价格能够引导长期发电投资的观点目前并未形成广泛共识，且与之相伴而生的现货价格大幅震荡与飙升现象在实践中往往也不可接受。为此，欧美许多国家提出了另一解决途径，在电能量市场之外建立额外的容量市场，通常是市场主体按负荷需求被分配所应承担的容量责任，并通过容量市场向获得容量资格或证书的发电企业购买，以履行容量责任。容量市场虽然在国际上广泛实践，但在市场机制设计与核心制度安排方面却大相径庭。总体上按照有无集中代理购买划分为集中式和分散式两类，但与中国电能量市场中的概念不同。目前以英国、美国PJM和纽约等集中式模式占主流，法国等分散式模式较少，近年意大利和美新英格兰等市场发展了一种新的可靠性期权产品。2.1

法国自2008年起，随高峰用电的平稳上升，法国的容量充裕度呈下降趋势，2017年启动容量市场，执行设计简单的分散式市场。法国能源运输电网管理者（RéseaudeTransportd'Electricité,RTE）负责市场运营，提前4年确定每个供电商的容量配额分配，供电商可在容量市场中自愿选择通过双边协商和/或拍卖方式购买容量证书以完成配额，保障系统发电容量充裕和供电安全。目前该市场主要由容量的配额制度、认证制度和交易制度组成。市场运作分5个主要阶段：（1）配额，RTE确定总容量需求，各供电商依据稀缺情况下预测的负荷需求计算容量购买责任；（2）认证，对容量提供商进行证书认证，并发放容量证书，拥有高可靠性的火电、核电机组都可获得证书，需求响应也有同等认证权；（3）交易，证书可以通过双边交易和拍卖市场进行买卖流通，其中拍卖采用双边报价且每年不少于15轮次；（4）配额监管，对所有供电商容量义务的履行情况进行监管和处罚；（5）交付，发电商按协议要求在系统供电紧张时提供容量，交付结束后对实际有效容量与容量认证水平之间的偏差进行评估与惩罚，罚金为参考价格的0.2～2.0倍。据报道，法国容量市场正准备参照英国向集中式转变。2.2

英国与法国不同，英国容量市场采用集中式模式，英国国家电网公司（NationalGridCompany，NGC）负责集中代理购买，所有容量资源均有资格参与市场，包括储能和需求响应。市场采用拍卖方式，由监管机构确定总容量需求及曲线，符合资格的机组必须进行报价，市场出清决定中标量价，据此NGC向容量提供商支付容量费用且分摊给所有供电商，并统筹考虑发电补贴与支持政策的协同。目前该市场主要由容量的定额制度、资格审核制度、交易制度组成，市场运作分为5个主要阶段，如图1所示。此外，该市场在容量需求曲线制定、拍卖制度设计方面有显著的自身特点。图1

英国容量市场主要阶段Fig.1

MainprocessesofBritishcapacitymarket（1）容量需求曲线。采用图2的下倾式需求曲线，拍卖过程中允许根据需求曲线对目标容量进行调整，自动实现采购成本与可靠性的优化均衡，改善了阶跃式垂直曲线的缺陷。曲线制定的关键参数有目标容量、容差、新建机组净成本（NetCONE）和价格上限。目标容量按照可靠性标准，依据未来4年的高峰负荷、电源结构和电网互联情况，采用动态调度模型（DDM）确定，而容差按其波动范围一并确定。NetCONE是新建机组在容量市场所需回收的成本，目前新建机组为DDM中报价最低的联合循环燃气轮机。价格上限反映用户购买单位容量的最高支付意愿，其值根据VOLL确定，一般取NetCONE的倍数。2021年NetCONE为49英镑/kW，价格上限为75英镑/kW，目标容量容差为1GW，这些参数实行年核查。图2

英国容量市场需求曲线Fig.2

DemandcurveofBritishcapacitymarket

（2）拍卖制度。采用二级市场设计。一级市场为主市场，执行荷兰式拍卖，即多轮降时钟拍卖，自价格上限起，以5英镑/轮递减叫拍，最终达到满足容量需求，出清价格为此时的最高报价，所有中标容量均按此价格结算。为鼓励发电投资和需求响应资源参与，一级市场还将容量提供商分为2类：一是新建机组和需求响应，作为价格制定者参与拍卖，可在价格上限以内报价且自由退出；二是现有机组，必须参与且作为价格接受者，当低于价格下限时方可选择退出，目前下限为25英镑/kW。二级市场为辅助市场，主要起交易调节作用，市场运营机构可调整预测偏差，容量提供商可无法兑现的容量协议，并能更好适应储能和需求响应容量灵活性和周期受限特点而促进其发展。2.3

美国PJM容量市场PJM自2007年起实施可靠性定价模型（reliabilitypricingmodel，RPM）容量市场，也是集中式模式。但与英国不同，它根据总容量需求分配负荷服务商（loadservingentity,LSE）的购买责任，先通过自有机组或双边交易方式来满足，余下未满足的由PJM在拍卖市场代理购买。目前该市场主要由容量的配额制度、资格审核制度、交易制度组成，市场运作分为配额、资格、双边交易、拍卖、交付、支付6个主要阶段，在容量需求曲线、拍卖制度设计、结算价格方面有显著的自身特点。（1）拍卖制度。由基本拍卖（baseresidualauction,BRA）和三次追加拍卖（incrementalauction,IA）多重市场组成，PJM组织容量市场拍卖时序如图3所示。BRA执行一轮式密封拍卖，采用卖方单边报价，容量需求曲线由政府制定。在BRA之后，PJM可通过3次追加拍卖来修正和协调市场变化的需要。包括在BRA市场中标但因各种原因无法兑现的容量，以及根据新的负荷预测结果调整与BRA容量需求之间的差额。图3

美国RPM容量市场拍卖时序Fig.3

AuctiontimingofAmericanRPMcapacitymarket（2）容量需求曲线。在BRA和第2次IA的市场出清过程中，均要使用容量需求曲线，但两者并不同，如图4所示。在图4a)中，B点为目标容量，它是PJM代理购买的总容量需求，不含LSE自供给的部分，容量价格为新建机组净成本，即需在容量市场中回收的部分；市场容量小于B点时，价格上涨直到A点达上限；反之，市场容量大于B点时，分段式价格下跌，BC段容量过剩故快速下降，超过C点严重过剩降幅更大。在图4b)中，只是补足负荷预测偏差与BRA目标容量之间的差额，故目标容量是PJM根据新的预测负荷计算得到的系统短缺容量，价格上限则是图4a)在此容量水平下的容量价格。图4

拍卖市场容量需求曲线Fig.4

CapacitydemandcurveofAmericanauctionmarket（3）结算价格。PJM市场阻塞问题较严重，会出现因电网传输受限而引起的地区发电容量短缺，故执行分区价格。它将整个PJM划分为多个容量输送子区域（LDA），各LDA执行不同的容量价格，该价格由市场出清模型计算确定，包括系统边际容量电价、各LDA的电网约束容量加价。因阻塞各地区加价不同，使得PJM购买容量费用和向LSEs分摊容量费用之间存在差额，这部分差额也要在地区LSEs间分摊。2.4

意大利容量市场与前述法、英和PJM不同，意大利容量市场的交易标的物不是容量，而是以容量为标的物的期权，称为“可靠性期权”，于2018年开始施行。在市场交易组织方面，意大利输电系统运营商Teran提前4年确定需求曲线，组织多重拍卖市场进行集中代理购买，拍卖流程与英国和PJM整体类似，主要区别在于结算机制。该机制可将以容量为标的物的传统容量市场和稀缺定制机制的优势进行融合，既可以归属于容量市场，也可归属于稀缺定价机制，这一点并无定论。可靠性期权属于看涨期权，期权买方为购买代理方Teran，卖方为发电商，执行价格基于峰值发电机组的可变成本确定且每月更新，参考价格根据机组电能量现货市场参与情况确定。结算主要包括：Teran向发电商支付保费，价格由容量市场拍卖形成；在电能量市场，Teran获取参考价格与执行价格之间的正向差值收益，电能量市场每一个出清时刻都进行期权结算；发电商若未能按照期权合约履约将受到处罚，临时未履约则取消当月保费，而长期未履约则取消期权合约并退还已支付的补偿。03容量补贴电价机制为保障发电容量充裕性，一些国家对机组发电容量提供了政策性补贴，通过额外的容量补贴来确保发电投资回收，如智利、比利时、瑞典等。按补贴范围可分为全容量和定向补贴两大类。3.1

全容量补贴智利于1982年起施行容量电价补贴机制，作为现货市场的补充。它允许所有发电机组在电能量市场之外，根据所提供的充裕容量，按照容量电价获得一笔额外的容量补贴收入。容量电价和充裕容量由政府核定，是该机制设计的关键。（1）容量电价。在国家能源委员会（ComisiónNacionaldeEnergía，CNE）领导下，按长期边际容量成本制定，它是系统峰荷运行期间边际机组的投资成本，一般为柴油发电机组。边际机组投资成本含机组建设成本和电网接入成本，并考虑合理的投资回报率和资金的时间价值计算。价格水平根据汇率和物价半年调整1次，计算式与参数4年调整1次。（2）充裕容量。它是每个发电企业能够获得补贴的容量，并不简单等于装机容量，按照分机组类型计算方法确定每台机组的充裕容量。首先，初始充裕容量由CNE根据各类机组过去5年在系统峰荷时段所能提供的可用容量进行核定，依据系统最高负荷、可用容量、机组发电特性和一次能源特性等历史数据计算。然后，考虑容量交付年系统发电容量供需余缺调整得到充裕容量来有效引导发电投资。此外，事后对机组实际提供的充裕容量进行年度考核。3.2

定向容量补贴（1）战略备用机制。电网运营商与一些面临退役或停用的发电机组签订战略备用合约，在电网需要时进行调用来响应负荷需求，这类资源不允许参与电能量市场。这些发电厂仍然属于各自发电公司，但完全由输电系统运营商负责运营。比利时、芬兰、波兰和瑞典等已有实践。（2）新建机组招投标制度。行政部门按照规定的发电容量充裕性要求，根据电源在役和新建情况判断系统容量充裕与否。当容量短缺时，还需确定容量缺额，增加电源投资项目并通过政府公开招标确定，承诺为中标方提供财政补贴保障其投资收益，或者采用签订长期购电协议等其他方式。（3）其他定向容量费用补偿。系统运营商提供固定价格向特定市场主体购买容量，一般是针对特定类型的机组或者新建机组。2007—2017年，西班牙采用固定价格补贴向26GW联合循环燃气轮机提供了新机组建设的投资补贴，并向约50GW的特定发电容量提供了可用性补贴，含水电、天然气、燃油、燃气和燃煤机组。04各国发电容量保障机制比较目前各国电力市场实践中，容量充裕性保障机制按照发电容量额外建立市场与否及容量价格形成机制主要划分为稀缺定价、容量市场和容量价格补贴三大类。这3类机制基本原理不同，各有优缺点，适用于电力市场不同发展阶段和社会政治不同意识形态地区，对比如表1所示。稀缺定价理论上通过单纯的电能量市场能够发现真实的电能稀缺价格信号，避免信号扭曲，有效引导短期发电运行和长期发电投资的最优配置，适用于健全完善的电力市场，但实践中需要具备对电价大幅波动有较强包容性的社会政治环境。容量市场和容量价格补贴均将发电容量视为电能量之外的一种电力商品，前者单独建立一个自由买卖流通的容量市场，价格反映长期边际发电容量成本，适用于市场机制与监管体系较完善的电力市场，能有效抑制电价大幅波动；后者价格由政府按长期边际发电容量成本制定，易实现各类调控目标，只适用于市场初期。表1

各类发电容量充裕性保障机制的优缺点比较Table1

Comparisonofvariousgenerationcapacityadequacyguaranteemechanisms在容量充裕性保障机制国际实践中，尽管同类机制遵循相同的基本原理，机制设计总体框架也基本一致，但在核心制度安排方面各不相同，以适应当地电力市场机制和建设发展阶段、社会政治经济环境和意识形态。容量市场机制典型国家实践比较见表2，各个容量市场的市场模式选择不同，交易制度和体系也各式各样，且容量目标、容量需求曲线、容量审核等重要参数计算方法各异。表2

容量市场机制国际实践对比Table2

Comparisonofinternationalpracticesofcapacitymarketmechanism05对中国发电容量保障机制建设的启示就各国实践来看，稀缺定价、容量市场和容量电价补贴并无绝对的机制优劣之分，同类机制制度设计也呈现个性化多样性，以适应当地电力市场、社会政治和意识形态环境，不能直接照搬。应立足国情，因地制宜，可考虑分阶段建立与电力市场建设发展相适应的容量充裕性保障机制，切实保障电力安全可靠供应，有效推进电力市场发展，积极推动新型电力系统建设，助力国家双碳目标实现，建议如下。（1）市场建设初期可因地制宜着重建立容量补贴电价机制。容量市场适用于电能量市场和辅助服务市场较为完善的国家或地区，不太适合于当前中国电力市场建设初级阶段。目前煤电机组已全面进入市场，该阶段可重点解决煤电机组固定成本回收与投资激励问题，探索建立容量充裕性保障机制，体现含需求侧等各类资源的容量贡献，建议可借鉴智利经验建立以煤电机组为基准