電力市場設計中重視發電容量充裕度機制已是共識，但目前對于發電容量充裕度機制在形式上還存在爭議：首先，發電容量充裕度機制的類型多，缺乏統一的定義、分類方法;其次，在不同方法的優劣、適應條件方面，沒有達成一致的最佳解決方案。還有一些地方把中長期合約、差價合約等也看作特殊的發電容量充裕度機制。本文對發電容量充裕度機制的相關理論方法和實踐進行討論，探討對我國電力市場建設的啟示。

(來源：電聯新媒 作者：荊朝霞)

概述

新型電力系統及電力市場環境下，發電容量充裕度機制(Capacity Adequacy Mechanism，CAM)是重要的，但存在爭議的、尚未有一致認可的最佳解決方案是其面臨的最大問題。CAM的目標是保證電力系統發電容量的充裕性，簡稱容量充裕性(Capacity Adequacy，CA)。一般來說，CA包括兩方面的含義或目標：一是滿足相關目標，二是成本最低。其中，目標包括供電可靠、電力系統安全、綠色低碳等，實現方式包括總容量的控制和不同類型發電結構的控制。電力系統提供電能量的資源除了發電機組，還有純能量市場、虛擬電廠等，為簡化描述，本文統一以“發電”表示。

廣義講，所有促進發電成本回收、保證發電供給的機制，都屬于CAM。狹義講，CAM是在正常的市場交易和價格機制之外設計的，促進CA的輔助機制。CAM可分為兩大類：純能量市場(Energy-Only Market，EOM)和容量機制(Capacity Mechanism，CM)。其中，EOM下，發電的收入僅來自發電或備用等輔助服務，不會僅僅因為具有發電能力而得到補償。CM下，發電能力在電能量市場之外可以獲得額外的補償。容量市場和容量補償是最典型、常見的兩種CM。此外，常見的CM還有戰略備用、分散式容量義務、可靠性期權等。

電力市場為什么需要進行CAM設計?

對于一般的商品市場，并不需要單獨設計保障商品充足供應的機制，因為，在完美的市場中，市場這只無形的手會自動促進供應側的投資和運行，驅使短期、長期供需的平衡，促使社會福利最大化的實現。這里的完美市場指完全競爭、信息對稱、無交易成本。

但在電力市場中，電能量產品的供應、社會福利最大的均衡結果很難自動實現，常常需要設置單獨的CAM，特別是在新型電力系統下。其主要原因包括：市場不完美、擱淺成本回收及市場初期的CA問題。

完美市場中生產者固定成本的回收機制

完美市場中，生產者通過稀缺價格機制回收固定成本：在需求高、供應緊張的時段，價格高于生產產品的變動成本，甚至遠高于變動成本，生產者獲得短期租金，用來回收固定成本。這個產品價格高于變動成本的“加價”，也稱為“稀缺加價”，形成生產者的“短期租金”。

完美市場中，電力市場加價或短期租金的水平主要由市場的長期均衡決定：供大于求時，短期租金無法覆蓋全部固定成本，發電虧損，市場引導容量適當退出;供需平衡時，短期租金正好覆蓋固定成本，發電盈虧平衡，市場平穩發展;供不應求時，短期租金高于固定成本，發電獲得超額利潤，激勵新的投資。不同時段的加價除了與生產者的固定成本有關，主要受到消費者的需求彈性的影響：根據“拉姆齊”定理，不同時段的加價之比與需求彈性之比成反比。

導致電力市場不完美競爭的因素

完美市場中，基于市場化的、自由的稀缺加價的固定成本回收機制沒有問題，長期均衡下總的短期租金應正好等于總固定成本。但是在電力市場中，多種因素可能造成市場的不完美，因此，基于純粹市場驅動的EOM無法保證發電成本的回收，進而也無法保證容量的充裕性。

首先，市場競爭不夠充分，包括需求側和供給側兩方面的原因。在需求側，需求彈性小，或者缺乏反映需求彈性的渠道和手段。電力用戶需求彈性小的說法其實不是很準確，或者說不是很全面。一些用戶在一些情況下的電力需求彈性可能很大。之所以很多人感覺電力的需求彈性很小，其實是由于用戶側缺乏響應的動力或能力。又有多個方面的因素會造成這個結果，比如用戶沒有安裝實時計量電表，電力市場沒有實施實時電價機制，電力市場有實時電價但用戶無法獲得或沒有按實時電價結算等。計量的問題可以通過技術的進步來解決，實時電價機制可通過現貨市場的建立來解決，而要讓用戶側直接面對實時電價，則需要電力市場，特別是零售市場的相關安全、風險控制機制的建立和健全，特別是在基本用電保障及長期控制電價水平風險方面的機制，避免用戶基本用電無法保證，以及用戶電費出現過大的波動。分散式容量義務、可靠性期權都可以作為實現這個風險控制目標而制定的機制。

在供給側，集中度大、競爭不充分。即使用戶側缺乏彈性或響應能力不足，如果供給側有充分的競爭，也可以通過市場機制引導出合適的、不同時段的稀缺加價，促使發電固定成本的合理回收。但是，如果供應側有較大的市場力，發電資源具有將一些時段的價格抬高到超過長期均衡下的短期價格水平的能力。電力市場中，以下三個方面的原因可能會提高發電側的市場力：一是發電機組投資大，建設周期長;二是發電企業數目少，發電的投資和運營集中度大;三是相關信息不夠透明和公開，市場主體掌握的信息不對稱。對于第一個方面的原因，分布式發電的發展可以降低其影響，但是如果分布式發電仍然由少數發電集團投資和控制，將仍然存在實際的市場力;對于第二個方面的原因，可通過重組、建立支持小型企業發展和參與市場的機制、增加需求響應和虛擬電廠等主體類型的方式來解決;對于第三個方面的原因，可通過完善、推進信息公開等來解決。

其次，供電常被看作一種基礎公共服務，并有多方面的外部性。電力的保供和穩價常常被認為是政府的一種責任，因此，政府會對電力的生產、交易、價格及相關企業的收益等進行干預，進而可能影響電價的水平和結構，導致市場競爭的不完美。這些干預會造成多方面的后果：某些市場主體本應收回的成本無法回收、扭曲市場價格、增加市場力等。另外，電力有環境、安全等多方面的外部性，相關價值無法通過自由市場體現，通過競爭市場的電價無法保證所有資源固定成本的合理回收。

最后且最重要的一個方面，電力市場機制和政策可能不完善，存在市場失靈或政策失靈，導致一些本應通過市場回收的成本無法回收。導致市場失靈或政策失靈的原因包括：產品體系不完善(如某種調節價值無法體現)、交易體系不完善(造成市場流動性差，一些風險無法規避)、價格形成機制不完善(如過低的價格上限、不合理的價格結構)、信息不充分和不對稱(包括信息公開不夠、信息成本高)、交易成本高、市場力監控措施不完善、相關政策的意外效果等。其中，政策的意外效果是指，為了解決某個問題的政策，可能帶來一些意外的效果，包括部分發電資源的收入不足。比如，為了促進新能源的發展，對新能源發電企業進行補貼，但在一些補貼機制下，可能導致電能量市場價格的降低，進而導致傳統發電機組收入不足。

其他需要容量機制的情況

擱淺成本問題。一些發電資源是在市場化改革前建設的，其投資建設不完全是市場驅動的，當前的電源結構不一定是最優的。因此，在自由的市場下，一些改革前建設的發電資源可能無法將全部成本回收，這部分差額的成本即為擱淺成本。從公平的角度看，應該有相關機制來保證擱淺成本的回收。

發電容量不充裕。即使已經設計了完美的市場和政策機制，但由于當前的電力系統是在歷史的市場條件及政策體系下形成的，可能存在發電容量不足的問題。因此，為了確保當前電力的安全可靠供應，促進相關發電的投資，需要設計CAM，以解決當前的容量充裕度問題，如通過戰略備用機制給準備退役的電廠補償，以增加發電容量供給。對解決這個問題的容量機制，需要在相關容量充裕度問題解決后及時退出。

典型的容量充裕機制

稀缺定價機制。稀缺定價(Scarcity Pricing，SC)機制下，在電力稀缺的時段電能量價格上漲，使得發電資源獲得額外的收益用來收回固定成本。稀缺定價機制下，不應對電能量設置價格上限，而應采用基于稀缺定價的純能量市場機制(EOM with scarcity pricing)。以一個簡單系統為例，說明稀缺價格的形成機制。假設如下場景：某個發電機組裝機容量為1000兆瓦，每兆瓦容量每天需要回收的固定成本為2400元，發電的變動成本為350元/兆瓦時;負荷分為峰、谷兩種時段，一年中，峰、谷時段的比為1∶23，即一年有365或366小時的峰荷時段;在未設價格上限的稀缺定價機制下，一種市場均衡的結果是：峰、谷時段的電能量價格分別為2750元/兆瓦時和350元/兆瓦時，該機組的出力分別為1000兆瓦和200兆瓦。對含1小時峰時段、23小時谷時段的24個小時，該機組獲得的短期租金為240萬元，正好回收成本。需要注意的是，上述的均衡結果是在市場的供給能力即發電裝機容量和電力需求基本匹配的情況下得到的。在其他情況下，可能有其他的均衡結果：供大于求，即在裝機容量過剩情況下，市場均衡下峰時段的價格可能無法達到2750元/兆瓦時，從而導致發電機組的固定成本無法全部回收;供不應求，即在裝機容量短缺情況下，市場均衡下峰、谷時段的價格可能分別超過2750元/兆瓦時、350元/兆瓦時，從而使得發電機組獲得超額的利潤。另外，這里所說的均衡，主要強調市場中的主體是能動的，其在市場中的行為會隨其他市場主體的行為及市場價格的變化而變化，市場主體之間的利益是相關的、存在博弈的關系。完美市場中，稀缺定價機制理論上可以引導充足、合理的發電投資，保證發電容量的充裕性。

具有價格上限的稀缺定價機制(EOM with a Price Cap，EOMPC)。實際電力市場中，即使采用EOM模式，一般仍然會對電能量價格設置一個上限，即EOMPC模式。長期看，只要這個價格上限不至于過低，并不會影響發電資源長期的總收益，但可能會影響不同時段之間的價格關系：發電企業會通過抬高未達到價格上限時段的電能量價格來回收本該在高于價格上限時段回收的成本。仍以上面的系統為例，假設市場設置了價格上限，為1600元/兆瓦時，則峰時段每兆瓦時發電的收入減少1150元。發電企業如果存在市場力，可通過將谷時段的價格抬高到600元/兆瓦時來實現全成本回收的目的：谷段抬升價格=峰段缺額價格×峰谷容量比×峰谷時間比=1150×5/23=250元/兆瓦時。按這種方法計算的原因是基于“市場長期均衡”原理：長期看，發電企業的總體盈利水平主要取決于電力的總體供需水平、發電準入的難易程度等反映發電市場競爭程度的因素，而市場中的一些具體的規則(如價格上限、容量機制的形式)主要會影響不同產品(如不同時段之間的電能量)的價格關系(如峰谷價差比)，即價格結構。可以看到，實行1600元/兆瓦時的價格上限時，峰、谷時段的價格比為1600:600≈2.67，相對沒有價格上限時的價格比即2750:350≈7.86，兩種情況下發電的總收入相同。與EOM類似，長期均衡的具體結果與市場的供需水平、競爭程度等有關。比如，如果市場競爭非常充分，即使價格上限定為1600元/兆瓦時，實際市場的均衡結果也可能是峰、谷時段價格均為350元/兆瓦時，發電的固定成本完全無法回收。另外，各時段高于變動成本的加價可以通過發電企業的報價形成，如澳大利亞電力市場;也可以通過市場運營機構在市場出清價基礎上根據相關參數計算出來，如美國得州電力市場。這種機制下的價格上限一般較高，可通過失負荷損失(Value of Lost Load，VOLL)、拓展的運行備用需求曲線(Operating Reserve Demand Curve，ORDC)等設定。但如果價格上限設置得過低，可能造成發電企業無論如何報價都無法使得全部成本回收。比如，上述例子中如果將價格上限降為600元/兆瓦時，即使所有時段價格都漲到價格上限600元/兆瓦時，機組每天的成本缺額仍有100萬元。如果價格上限降為550元/兆瓦時，機組每天的成本缺額則達到128萬元。如果價格上限暫時無法放開，又希望發電企業能收回足額的成本，則需設計相關的容量機制。另外，為保證能夠回收全部的成本，而把價格上限定為1600元/兆瓦時，由于價格上限的存在會改變峰谷電價比、扭曲價格結構，這可以通過一些容量機制的設計減小相關扭曲。

容量補償。這是最簡單的一種容量機制，由政府或市場運營機構確定發電容量的補償價格，所有滿足條件的容量都得到相應的補償，可以實現對全部容量或部分容量進行補償，對不同類型的發電技術可以設置不同的補償標準。很多電力市場在早期都采用了容量補償機制，但之后一些市場改為更加市場化的一些機制，如2018年前，墨西哥采用容量補償，2020年后引入容量市場;2019年前，意大利采用容量補償，后引入容量市場，2023年進一步引入可靠性期權。

集中式容量市場。這種機制下，將發電的可用容量看作一種獨立的產品，合格發電容量可以獲得相關的收入。通常由市場運營機構確定容量的需求，可以是一個具體的兆瓦值或者是一條隨價格變化的容量需求曲線。市場運營機構組織容量的招標，合格的發電企業參與投標。一般根據峰荷機組的固定成本及在電能量市場、輔助服務市場預估的收入情況確定容量市場的價格上限，容量市場的收入一般用來回收發電企業在能量市場及輔助服務市場無法回收的固定成本。在容量市場中標的發電容量，必須保證在現貨市場規定時段的可用性，否則將受到懲罰。

分散式容量義務。這種機制下，將總的容量需求分解，分配到不同的市場主體，如供電公司、售電公司、公共事業公司，這里統稱為容量責任主體。容量責任主體可通過多種方式履行容量義務，如自行建設發電容量，與發電企業簽訂長期合同、通過集中的容量市場購買等，相關市場規則會對合格的容量義務履行方式進行規定。容量義務一般需要覆蓋其用戶的峰值負荷及一定比例的備用。美國加州、澳大利亞都采用了分散式容量義務機制。與集中式容量市場不同的是，分散式容量義務機制下，履行容量義務有多種方式，不一定要給發電容量以電能量市場之外的其他補償。比如，與發電企業簽訂長期的電能量供給合同可以作為履行容量義務的一種方式。可以認為，分散式容量義務是市場運營機構對容量責任主體在控制供電風險方面提出的強制性要求，這里的風險主要從供電可靠性角度考慮，保證在峰荷時期有足夠的發電能力。

戰略備用。由市場運營機構與面臨退役或停用的發電機組簽訂合約，在系統出現容量短缺時調用。與容量市場機制的差別主要在于，戰略備用的容量屬于專門預留，只有當電量市場無法提供充足容量時，戰略備用機組才會投入使用。

可靠性期權。一些研究中，將可靠性期權也作為容量機制的一種。可靠性期權可以認為是一種由市場運營機構組織的、廣義的金融衍生品，主要起到保障供電、對沖價格風險的作用：合格的發電容量主體獲得容量費，即期權費，代價是在電力供給緊張時，以事先規定的價格(即：執行價)提供電力，否則需要支付罰金。也可以將可靠性期權看作一種保險，容量費為保費，供給緊張時市場價格高于執行價對應的電費是保險的支付。可靠性期權與容量市場、容量補償機制的一個主要區別在于，發電資源獲得了容量費后，是否在保證供電之外有額外的義務。在容量市場、容量補償機制下，一般沒有額外的義務;可靠性期權下，具有按規定的執行價供電的義務。如果可靠性期權的執行價與容量市場、容量補償機制下的價格上限相同，在需求量相同的情況下，其實現的效果也基本是相同的。

政府授權合約。為了支持一些特殊類別的發電資源的投資和運行，可能設計一些政府驅動的中長期合約，并由市場運營機構或專門的機構負責合約的簽訂和執行。典型的政府授權合約如英國對新能源的差價合約，通過直接分配、競爭性招標等方式確定合約的簽約對象、簽約量、執行價和參考價，以實現對新能源發電企業的支持。也有機構在探索一些新型的合約機制，如基于收益的合約機制，以解決新型電力系統下相關發電資源的發電量、市場價格波動性大的問題。政府驅動的差價合約與市場化差價合約的主要差別在于，市場化差價合約下，合約價與基準價的均值是一致的，交易的目的是鎖定價格;而政府授權的差價合約，合約價可能高于或低于基準價的均值，以實現對相關發電資源的補貼或收益回收。

市場化金融衍生品。市場化金融衍生品是發電、用電雙方自由形成的以規避市場價格風險為目的的金融工具，包括市場化的電力期權、市場化的雙向差價合約等。這些機制的主要目的是規避電能價格波動風險，保證發電資源比較穩定的收入，可以實現降低資本成本的目的，但其無法解決由于供需不平衡導致的電價高于或低于發電成本的風險。在存在市場失靈或政策失靈的情況下，單獨的市場化金融衍生品無法保證發電容量的充裕度。

電力市場CAM設計的流程

首先，辨認哪些成本需要回收。電力市場中，并不需要保證所有的發電固定成本全額回收。是否應該回收，應該基于市場化改革的目標、電力系統規劃的目標，以及對電力市場長期均衡的分析。在研究、制定CAM時，首先要對這個問題進行分析，哪些發電企業的哪些成本需要回收?根據上面分析，擱淺成本需要回收，保證當前容量充裕的發電投資的成本需要回收，能促進電力市場長期均衡和安全經濟供應的發電投資成本應該回收。

其次，判斷哪些需要通過額外的CM回收。根據前面的分析，在完美市場中，可通過市場促進CA，不需要額外的CM。由于市場和政策不可能完美，實際市場中一定存在一些失靈，而且市場失靈和政策失靈也很難在短期內完全消除，因此，需要結合當前市場的設計和相關政策，確定需要通過CM回收的成本。但從長遠看，盡量通過改善市場機制和政策體系的設計，減少市場失靈及需要通過CM回收的成本。

最后，根據CM需要解決的問題類型和所在電力系統、電力市場的實際情況，設計、選擇合適的CM。CM的選擇除了考慮在補償發電成本、促進發電投資方面的效果外，還必須考慮對市場主體的市場行為、價格水平、價格結構等的影響，盡量減小對市場價格信號的扭曲。下面針對CM需要解決的問題類型，分別分析解決方案及適用的CM。

競爭不充分：可加強需求響應技術研發、完善需求響應機制、還原市場價格提高分時價差等，提高需求側響應的機會和能力，或者放松市場準入、增加市場主體、加強市場力管控等提高發電側的競爭，并在此基礎上采用EOM盡量放開市場的價格上限。在CM方面，可通過強制性的中長期合約降低發電市場力，通過分散式容量義務、可靠性期權、市場化金融衍生品等降低發用電雙方所應對波動性電能量價格帶來的風險。

公共服務和外部性：首先需要測算通過CM補償的成本額度或特殊類型的發電容量，然后通過容量補償、差價合約、可靠性期權或專項的容量義務等機制來解決。容量補償的額度、差價合約和可靠性期權的執行價，根據需要通過CM補償的額度計算，專項容量義務(如可再生能源容量要求)通過市場對特殊類型發電容量的要求確定。

市場/政策失靈：盡量通過完善市場/政策來減少需要CM解決的問題，對短期無法解決的問題，可通過容量補償、容量市場、差價合約等機制解決。

擱淺成本：首先需要測算擱淺成本的額度，然后通過容量補償或差價合約等機制解決。

當前電力系統的發電容量充裕度問題：可通過戰略備用機制或專項的容量補償機制解決。

關于電力市場CAM的觀點和建議

一是電力系統資源配置的重要方面是優化投資，電力市場建設的一個重要目標是引導發電的合理投資，其中“合理”的含義是：在滿足相關目標的情況下，容量充足、結構合理、成本最小，這就是電力市場中發電容量充裕度機制需要解決的問題。

二是完美市場中，通過單能量市場，基于邊際成本定價理論可以使得所有類型的發電成本合理回收，不需要額外的CM。“合理”的含義是，發電成本回收的水平與供需情況有關：供需平衡下，成本全部回收，促進長期可持續發展;供大于求下，回收不足，引導適量退出;供不應求下，獲得超額收益，引導增量投資。

三是擱淺成本回收問題、當前容量不充裕、市場不完美，是造成需要CM的原因。導致電力市場不完美的因素包括：需求彈性小、缺乏反映需求彈性的渠道和手段;發電集中度大，競爭不充分;供電作為基礎公共服務，存在多方面的外部性;市場機制/政策體系不完善。對CM的設計需要考慮對市場主體的市場行為、價格水平、價格結構等的影響，盡量減小對市場價格信號的扭曲。

四是電力市場中的價格上限可能影響分時價格結構及發電成本回收。長期看，發電成本回收及收益情況主要由長期的供需情況決定，但價格上限的存在會影響價格結構：價格上限偏低可能降低峰荷時段的電價，提高谷荷時段的電價，降低峰谷電價差。過低的價格上限可能導致發電成本無法完全回收。

五是容量補償和容量市場機制下，對可用發電容量的補償應是針對電能量市場和輔助服務市場無法補償的、缺額的固定成本，而不是全部的固定成本。

六是分散式容量義務將容量義務分散到相關的市場主體，并允許容量責任主體以多種形式履行容量義務，可以解決容量補償和集中式容量市場機制在補償價格、價格上限設置、市場力等方面的一些問題。

七是市場建設初期如果存在容量充裕度問題，可以通過戰略備用機制解決，盡量減小對市場價格的影響。

八是可通過差價合約等政府驅動的合約解決擱淺成本、市場力、外部性等問題，可以研究基于收益等類型的政府驅動合約。

九是可靠性期權是一種有效的容量機制，通過補償價格、執行價格的設定可以實現補償發電成本、規避用戶價格風險等作用。市場化的金融衍生品可以用來進行風險對沖。

十是建議我國電力市場采用以下容量機制：適當提高電能量市場價格上限，包括中長期市場和現貨市場的價格上限，減小政府對價格、交易的干預;建立政府授權合約，解決擱淺成本、外部性等問題;通過分散式容量義務或可靠性期權解決保供穩價的問題。