保障电力安全供应是电力市场建设的前提。火电等传统发电机组原来通过上网电价回收固定成本和变动成本。市场化环境下，燃煤、燃气等市场化火电机组难以在电力现货市场回收全部固定成本。随着高比例可再生能源接入，电力现货市场价格水平被进一步拉低，常规燃煤和燃气发电机组的发电利用空间在一定程度上缩小、收益减少，长期看难以保证发电容量的充裕性。国网能源院专家认为，建立容量成本回收机制有利于促进发电企业可持续发展，保障长期电力供应安全。
从国际经验来看，保障市场化环境下发电容量充裕性主要有4种机制：稀缺定价机制、战略备用机制、容量成本补偿机制、容量市场机制。
●稀缺定价机制
稀缺定价机制即仅通过电能量市场解决发电机组固定成本回收问题，不单独开设容量市场。其主要做法是在电力系统电能和备用稀缺的情况下提高电能价格。确定现货市场价格上限时，允许电力系统短时出现极高的价格尖峰。
有效的市场监管是稀缺定价机制的重点。发电机组可能通过物理持留制造系统备用短缺，这就需要有力的市场监管消除市场力带来的电价虚高现象。稀缺定价机制放宽了价格上限，在电力供应短缺时允许电能量市场中出现短时间的尖峰电价，对于用户侧高电价风险承受能力的要求较高。
●战略备用机制
战略备用机制是指电网运营商与一些面临退役或停用的发电机组签订合约，在需要时调用其发电容量。在电力系统常规运行时，参与战略备用的机组不被调用。在系统出现容量短缺时，签订备用合约的机组会被调用，以应对短时电力供需矛盾突出问题。在战略备用机制中，参与备用的机组不允许参加电能量市场。因此，此类机组收入的唯一来源就是与电网运营商签署的战略备用合约。
战略备用机制采购的容量一般由电网运营商确定，并采用招标的方式采购。采购的发电容量的成本通过输电价格或者平衡费用回收，最终将成本疏导至用户。
●容量成本补偿机制
容量成本补偿机制是在政府相关部门的指导下，通过核算单位容量补偿标准和各发电机组可补偿容量，合理补偿发电容量成本，主要适用于电力市场发展初期，经济社会发展和金融市场欠发达的地区。该机制具备较好的理论和实践基础，能够有序引导发电容量投资，优化资源配置。
●容量市场机制
容量市场机制以市场竞争的方式形成容量价格，实现发电容量成本回收，是竞争性电力市场的有机组成部分，主要适用于电能量市场发展相对完善的地区。但容量市场的设计在理论与实践上均需进一步完善，且对系统预测、市场管控等要求较高。
从国际经验看，4种机制均有明显的适用条件：稀缺定价机制主要基于电能量市场，通过允许系统短时出现价格尖峰实现容量补偿，适用于对高电价风险承受力强的地区；战略备用容量机制使部分机组不能参与电力市场，往往作为缓解电力供应紧张状况的一种过渡机制，具有一定局限性；容量补偿机制是在政府部门指导下，通过核算单位容量补偿标准和各发电机组可补偿容量来实现容量补偿，主要适用于电力市场发展初期；容量市场机制以市场竞争的方式形成容量价格，对电力市场基础条件的要求较高，主要适用于电能量市场发展相对完善的国家和地区。
典型容量市场如何运作
美国于2007年建立可靠性定价模型（Reliability Pricing Model，RPM），又称PJM容量市场，是一种典型的集中式容量市场。
PJM容量市场为多重市场，包括1个基本拍卖市场、3个追加市场和1个双边市场。基本拍卖市场在交付年前3年的5月进行，如2021/2022交付年的容量已经在2018年确定，并可在3年间的3次追加拍卖市场上进行调整，必要时还可以在任何时间点开展突发情况下的增量拍卖。市场出清在需求曲线、供给报价曲线、位置约束和资源约束的条件下，以最小化容量成本为目标运行优化算法，以形成各地区的容量出清价格和容量转移权价格。所有在容量市场成交的发电资源必须保证在PJM的日前市场可用，需求侧资源必须保证在特殊情况下可被调度。
美国容量市场的卖方是各类容量资源，而买方就是PJM市场。容量市场的采购成本会在交付年中以地区可靠性费用的名义向该地区的负荷聚合商收取。负荷聚合商虽然不能直接成为容量市场的买方，但可以通过提供需求侧容量资源的方式作为卖方，以部分抵消其需承担的地区可靠性费用。
英国在电能量市场外单独设置容量市场，范围包括英格兰、威尔士和苏格兰，不包括北爱尔兰。发电商可以同时参与电能量市场和容量市场。容量市场的标的物为容量交付年电力系统所需的发电容量。
英国商业、能源和工业战略部负责容量市场的政策制定和关键参数设定，英国国家电网公司为政府提供相关分析并负责容量拍卖，政府指定机构作为容量市场结算机构。容量拍卖包括4年拍卖、1年拍卖、需求侧资源拍卖等。
在政府授权下，英国国家电网公司作为容量市场的主体机构，评估未来电力需求并组织容量拍卖。除参与差价合约和可再生能源义务机制的机组外，新建和已有电源、需求侧资源、储能设施均可参加容量市场。英国国家电网公司代表售电商收购容量，中标者需保证按时足额发电。
英国的容量市场包括一级市场和二级市场，交易方式为集中竞价或双边交易，可采用容量物理交易或金融性的容量期权交易机制。二级市场是一级市场的补充，可对一级市场的合约进行再次交易，以避免因新建电厂建设进度滞后、电厂检修等造成容量不足。容量市场交易流程主要分为容量定额、资格及主市场拍卖、二级市场交易、容量交付、费用支付5个阶段。
分阶段建立发电容量充裕度保障机制
在碳达峰、碳中和目标下，新能源大规模发展是必然趋势，煤电的定位也将随之改变。建设发电容量充裕度保障机制，短期内可帮助发电资产收回投资，长期看可保障电力供应安全、促进电力低碳转型。
目前，我国尚未建立完善的发电容量充裕度保障机制。山东省于2020年4月发布《关于电力现货市场燃煤机组试行容量补偿电价有关事项的通知》。广东省能源局、国家能源局南方监管局于2020年11月30日发布了《广东电力市场容量补偿管理办法（试行，征求意见稿）》。
我国部分电力现货试点地区试行的容量补偿机制仍需继续优化。一是市场化容量成本回收机制有待进一步建立，目前试行的容量补偿机制采用政府核定容量补偿价格的方式，并未实现真正的市场化。二是尚未有效激励长期发电容量投资。国际上实行的容量成本回收机制多着眼于激励长期发电容量投资，通过容量市场收益或电能量市场尖峰电价收益给予投资主体一定预期，从而保障电力系统长期发电充裕度。我国部分试点省份实行的容量补偿机制仅针对当前电力系统内的存量机组补偿，且度电补偿标准由地方主管部门核定并动态调整，不能作为长期有效的容量成本回收机制来施行。
结合国外实践经验和国内电力市场建设情况，初期，我国宜采用容量补偿机制，待电力现货市场和金融市场相对完善后应尽快建立容量市场。稀缺电价机制会对电力价格稳定性造成冲击，给市场运行带来巨大风险。战略备用机制不能对常规电源的投资行为起到正向激励作用，无法从根本上缓解我国“十四五”时期部分地区电力供需紧张形势。容量市场机制对市场基础条件的要求较高，但在保障电力系统发电容量充裕性、维持电力市场平稳运行方面具有巨大优势，适合市场成熟阶段。
初期针对有需求的地区合理建立容量成本补偿机制。建议结合各试点地区电力市场建设情况，针对有实际需求的地区研究建立容量成本补偿机制；根据发电成本、用电需求、系统可靠性要求等因素，确定容量电价；将容量成本纳入市场运营公共服务成本，分摊至用户侧。
逐步建立市场化的容量成本回收机制。对于电力市场建设进度较快的地区，建议建立容量市场或稀缺定价机制，作为保障电力系统发电容量充裕性的长期措施。容量市场可按照多年、年度、月度等开展容量交易，可由市场运营机构购买并将成本分摊至用户侧。在对高电价风险承受力较强的地区，可探索建立稀缺定价机制，设置较高的价格上限，激励机组满足尖峰期用电需求。
（作者单位：国网能源研究院有限公司）
原标题：建立容量成本回收机制 保障电力供应安全
