摘要：本文主张中国电力市场建设必须从容量资源配置视角把握底层逻辑。本文提供了从容量维度理解中国电力市场建设的逻辑，系统梳理了容量机制的政策选项，分析了电改9号文进程面临的容量保障挑战和市场建设的不足。在政策与现实综合分析的基础上，提出了相应政策建议。 

     关键词：容量机制；电力市场；政策选项

     在推进能源转型和落实“双碳” 目标的进程中，电力安全保障的战略重要性愈发明显，尤其近年来，国内外频现的电力危机、能源危机无不提醒着保障电力安全的现实紧迫性。国际电力市场改革均在探索完善保障容量充足性、稳定性和灵活性的资源配置机制。伴随新能源的持续快速大规模发展，中国新型电力系统和电力市场建设也在凸显容量机制的重要性。所谓容量机制，即为满足系统基于可靠性目标而针对容量充足性、稳定性和灵活性提出的需求，为容量供给（包括负荷削减）提供补偿和激励的机制，在这种定义下，容量机制有隐性和显性之分。在下文系统分析的六种容量机制中，依靠纯电能量价格回收容量成本和激励容量投资的机制，是典型的隐性机制；相反，针对容量维度实施单独定价的机制则归为显性机制。

     从容量机制视角审视中国电力市场建设，对明确未来建设路径具有重要意义。理解这一点首先需要了解中国传统电力资源配置机制的容量叙事。2015年之前不同改革阶段的电价机制均在扮演一种计划容量机制的角色。20世纪80年代的集资办电和多种电价是计划容量机制的起步，迅速集聚地方机动财力和社会闲置资金，提供了强投资激励，不过这也造成电价体系混乱、易核难降等问题；1990年代后期的经营期电价是计划容量机制的调整，可视为延长期限的还本付息电价，它优化了投资激励，抑制了电价混乱和无序上涨，有点类似针对电厂的收益率规制；2004年的标杆电价是计划容量机制的完善，可视为统一标准的经营期电价，它强化了对电厂投资引导约束，推动了电源结构的优化，有点类似于针对电厂的价格上限规制。但纯粹的容量激励机制并不能适应经济高质量发展要求。

      改革传统计划容量机制，需引入之前未曾有过的资源配置机制，特别是能够形成准确反映电力供求信号的短期资源配置机制，但绝非忽视容量保障的重要性，否则建设路径将出现偏差。比如，缺乏容量保障支撑的现货市场难以实现长期均衡，甚至会造成自身建设的阻力，这种阻碍已经显现。因此，中国电力市场建设应使容量保障在电力市场建设中寻找合适位置，并通过合适机制实现。这是中国电改容量叙事带来的重要启示。

     中国电力市场化改革的目标，应定位于实现电力容量的有效利用和有效投资，从而协同实现供求两侧的生产和配置效率，以及动态效率。根本上，电力市场的长期均衡才是电力市场化改革政策的出发点和落脚点（冯永晟，2016）。这一思路仍未在既有电改政策体系中得到充分体现，某种程度上，这是造成“十三五”时期末隐现、“十四五”时期初出现的限电问题的原因之一。可以看到，不少国内学者近年均在主张引入某种容量保障机制（王睿, et al.，2020；刘润泽, et al.，2021；陈政，2022；王一, et al.，2021），不过从理论经验到政策实践的逻辑仍不够明晰准确。本文将提供简略但系统的分析和建议。

     一、电力市场容量机制的政策选项

     国际上已实施电力市场化改革的国家和地区，大多实施了某种显性容量机制，只有少数选择了隐性的纯电能量市场，比如美国ERCOT和澳大利亚NEM等（Cretì & Fontini，2019）。这里准备从广义视角分析六种见于政策实践的容量机制。

     （一）纯电能量价格

     宽泛而言，这种模式还分为两种：经典的损失负荷价值（Value of Lost Load，VOLL）定价模式和拓展的运行备用需求曲线（Operating Reserve Demand Curve，ORDC）模式。其共同点在于完全以短期容量稀缺价值作为容量成本回收来源，以系统可靠性和VOLL为市场设计基石，差异在于前者的稀缺价值出现于切负荷时期，后者出现于运行备用减少时期（Stoft，2002；Hogan，2005）。

     澳大利亚NEM和早期的ERCOT均采用了经典VOLL定价模式；目前ERCOT则采用ORDC模式。值得注意，即便非纯电能市场可引入ORDC，比如PJM等，在这类市场中，容量成本回收并非仅通过短期稀缺电价。

     由于完全植根于边际成本和峰谷定价逻辑，纯电能量价格机制的短期资源配置效率非常高。不过缺陷在于，由于VOLL既无法通过市场揭示也难以准确估计，因此关键规制变量——现货价格上限很难准确；同时易受市场势力困扰。因此，这种机制很难帮助投资者充分回收容量成本并引导有效投资。实际上，2021年美国ERCOT电力危机和2022年澳大利亚NEM电力危机，或多或少都反映出这种缺陷。这绝非说，纯电能量价格机制是造成两次电力危机的直接原因，而是说，危机背后会存在这一机制带来的容量扭曲（冯永晟，2021） 。

     （二）规制容量电价

     顾名思义，规制容量电价是由规制机构设定的基于价格规制的容量机制。在这种机制下，规制机构并不事先设定容量需求，而仅设定容量电价，由容量供求关系决定最终容量水平。一般而言，规制容量电价仅针对发电侧设定，可以设单一容量电价，也可分电源类型；同时，可中断负荷电价其实也可视为针对用户侧的规制容量电价。

     规制容量电价在欧洲和南美都比较常见。欧洲的葡萄牙、西班牙、爱尔兰和希腊等国，以及南美的智利、秘鲁和阿根廷等国都采用了规制容量电价机制。

     规制容量电价的常见性源于其政策实施的简便性。规制机构只需要确定合理标准、方法和程序即可实施规制容量电价。规制容量电价对发电商的最大吸引力在于提供较高的容量成本回收确定性，从而有利于保持容量的充足性。不过，容量电价的“规制”特征也构成了其最大缺陷，因为规制政策难以保证容量电价水平的合理性，无论是单一还是多种容量电价，都会带来欠补偿或过渡补偿，特别是过度补偿，从而产生所谓的“拿钱生锈”问题。

     （三）集中容量市场

     集中容量市场是一种基于数量规制的集中式容量拍卖机制。在这种机制下，系统运营机构设定系统（而非市场主体个体的）容量需求（曲线），并通过集中式拍卖机制获得满足需求的水平和结构（Cramton & Ockenfels，2016；Spees, et al.，2013）。容量市场包括长期和短期容量市场，通过具体的拍卖设计来满足不同性质的容量需求。

     集中容量市场在很多成熟的电力市场都有采用，比如美国PJM、NYISO、西澳大利亚、巴西、秘鲁和智利1等。长期采用纯电能量和双边交易模式的英国也于2014年引入容量市场。

     集中容量市场由于以经济学的拍卖理论为基础，其配置效率明显高于双边容量交易，这种优势使其能够以较高确定性满足目标容量需求水平，同时兼顾容量结构。除针对发电侧资源外，需求侧资源也可参与，这对容量充足性要求较高的系统而言，无疑极具吸引力。

     不过，容量市场的设计和实施存在较高难度。一方面，容量拍卖机制的设计比较复杂，除了要确定基本拍卖模型外，还要设定容量需求曲线的形状和关键参数，比如保留价格、价格上下限等。如果设置不当，那么反而可能扭曲容量配置的结果，比如降低市场的流动性、增加市场势力和串谋机会等。

     （四）容量保障责任

     容量保障责任机制也可称为容量义务机制，是一种数量型的分散式容量机制。在这种机制下，系统运营机构设定市场主体（而非系统的）容量保障责任以及未履行责任的惩罚，市场主体通过双边交易（当然也可通过交易所）履行保障责任。市场主体参与电量交易的前提是必须事先满足所承担的容量保障责任，否则要接受惩罚。这种责任可以针对供求两侧进行设置，不过现实中多设置在用户侧（负荷服务商）身上。

     实施这一机制的市场主要有美国的CAISO和MISO，其中，CAISO是在2000-2001年加州电力危机之后逐步形成的，多为长期容量保障责任；MISO则采用年度最低容量要求责任。从某种意义上讲，中国目前的中长期电量交易要求实际上在发挥一种容量保障责任的效果，只不过包含于电量交易之中，且同时针对发用两侧。

     容量保障责任机制与规制容量电价机制类似，政策实施相对比较简单，只不过前者针对市场主体设定容量保障责任，后者针对市场主体设定容量电价，好处是设定之后不必再有其他过多干预。问题在于，容量责任机制可能无法引导有效投资，抑制市场进入或延缓在位者退出，并强化市场势力；电源结构也可能会受到扭曲，并给市场结构带来一些难以判断的变化，比如刺激过度的发售一体化等。

     （五）战略储备机制

      战略储备或战略备用机制，也是数量型的容量机制，允许系统运营机构拥有或支配部分系统边际冗余容量，并在其认为必要时使用。这类容量有点类似于系统的“额外”容量，为避免其影响电力批发市场正常运行，并不能进入市场。战略储备通过招标机制选择，主要针对发电侧，特殊情况下也可包括需求侧响应，可中断负荷合同也可以被视为一种针对切负荷这一特殊服务的备用容量。

      战略储备机制主要在欧洲国家实施，如比利时、瑞典、芬兰、德国、波兰和立陶宛等，当然可中断负荷合同等在其他许多市场也多有采用。

     战略储备机制的好处是使系统运营机构实现某种程度的“发运”一体化，从而使实际容量水平更易满足系统需求；同时，系统运营机构也可能根据系统负荷特性选择灵活性容量资源。一般来说，这类储备容量多针对计划退役或封存的电厂，数量有限，固定成本压力低，因此实际容量成本支出较低，对市场价格的影响有限。

     不过，战略储备机制对于新增容量投资缺乏充分激励，因为难以传递关于新增投资预期收益和市场风险的关键信息。而且战略储备机制也不适合缺电量或缺基荷容量的系统，因为会对市场运行形成较大冲击。此外，由于“发运”一体化的性质，可能会扭曲系统运营机构在获得或使用过多战略储备的激励。

     （六）可靠性期权

     严格来说，可靠性期权解决容量的成本回收和投资激励问题的逻辑，与前述五种机制并不在一个层次上。可靠性期权是一种分离容量物理属性与金融属性，从而协同容量投资和容量使用激励的机制。其与战略储备机制有一定类似，二者都着力使可用容量供给与实际容量需求匹配；只不过，战略储备机制是在容量不足时由系统运营机构直接调用（实物调用）；而可靠性期权则是在容量不足时激励发电商主动“能发尽发”（经济激励）。现实的期权机制设计有多种类型，不过基本逻辑都可以描述为，通过容量期权合同实现容量成本回收模式的跨期调整，期权合同价格构成发电商容量成本回收的来源，但价格水平会取决于发电商在短期现货市场中的表现。

     相对而言，可靠性期权的设计在学术和政策研究中多有论及，不过现实政策实施案例相对较少，主要有由美国经济学设计的哥伦比亚期权机制，以及美国的ISO-NE，欧洲的爱尔兰和意大利采用的期权机制。

     可靠性期权因其设计逻辑而具有明显优点，特别对批发市场干扰很小，仅限于价格效应；且期权合同价格会直接反映投资前景，价格高表明系统容量需求大，反之则小，因此可靠性期权机制非常利于稳定新增容量投资预期。不过，这些优点需要依赖复杂的机制设计，其中关键的参数是期权合同的行权价。当考虑到系统运营的实际情况时，期权设计难度可能更高，况且针对充足性的设计可能需要与针对灵活性的设计结合起来。此外，在真正实施可靠性期权之前，也往往需要电力市场具备某种前述五种之一的机制作为设计的基础。

     二、电改9号文政策体系下的电力市场建设面临挑战

     在《关于进一步深化电力体制改革的若干意见（中发〔2015〕9号）》，即电改9号文政策体系下，电力市场建设确实在加速，中长期交易全面推开、现货市场试点不断推进，但同时受同期供给侧结构改革的影响，降电价的诉求比较突出。这些变化给系统可靠运营带来一个重大但却不易迅速显现的影响。

     系统可靠运营依赖于充足的发电容量。然而，无论是普遍推行的中长期电量交易，还是试点探索的电力现货市场建设，都着眼于原有配置机制的调整，实现降电价的短期目标，缺乏对目标市场模式的科学选择。这样一来，系统可靠运营所倚赖的容量充足性和稳定性便受到了不可避免的冲击；特别是伴随着风光可再生能源发电的持续快速大规模发展，针对容量结构的要求也在不断提升。然而，现有中长期电量交易和现货市场试点政策，既难以提供稳定的容量成本回收渠道、也无法传递有效的容量投资信号，从而扭曲电力配置效率。

     理论上，中长期电量交易是一种基于长期平均成本的竞争，电价能够满足一定的成本回收需求，但依赖于一个能够长期稳定的中长期市场交易体系。在建设阶段，发电企业的实际成本回收不仅仅取决于电价，还取决于中长期电量竞争带来的明显市场份额变化。这就意味着，一部分电厂在实现收支平衡的同时，其他一部分电厂可能难以达到收支平衡。同时，伴随着煤炭在此轮电改中走出的价格上涨趋势，中长期电量交易在回收容量成本方面的作用受到了很大限制。问题在于，在现行收益模式下难以收支平衡的电厂，可能是系统容量保障所需要的电厂，比如，比较典型的，在云南、四川等水电丰富的地区，火电厂的自身收益难以在市场交易中得到保障，即便有来自水电的定向补贴，也很难保持平衡。

     现货市场试点则由于设计的内在缺陷，如价格上限不合理等，导致现货价格尖峰提供的收入无法覆盖相应容量成本；同时由于中长期电量交易与现货交易间的衔接难题，现货市场能够提供的容量成本回收贡献受到很大制约。相应地，市场主体面临着容量成本回收的极大不确定性，并带来了很多策略性行为。比如，电厂往往将现货市场作为搏电量，拿市场份额的手段，从而通过提升机组利用水平来降低成本，间接确保收入和利润。此外，能够将电厂对系统运营的实际贡献显性化的机制也受到限制，特别是辅助服务市场远未到位，调频、备用等成本只在发电侧内部交叉分摊。尽管理论上这些成本能够通过电量交易间接传导至用户侧，但在既有电力市场交易体系下，实际上会衍生出用户侧的低效交叉补贴，即一部分用户帮另一部分用户承担可靠性成本。随着系统对辅助服务实际需求的不断扩大，这种用户侧的配置扭曲会愈发明显。

     这些问题正在实质性地影响电力行业的保供能力。受电价和市场份额影响的电厂给系统运营带来的直接影响是，调度所能使用的可用容量面临极大不确定性，进而构成了系统运营的直接压力。政策当然注意到了这些问题，但却选择了一种“曲线救国”的方案。这种方案基于两种市场建设路线的现实特征，相对而言，中长期电量交易在确保容量可用性方面的确定性高于现货市场，于是被赋予“压舱石”的定位。这种定位实际上源自传统计划调度体制，以及中长期电量交易所具有的双边实物交易属性，政策要求高比例中长期交易签约率，并强化偏差考核，从而追求类似传统计划下的可用容量确定性。但这种定位仅能缓解阶段性的容量保障压力，无法提供准确、持久的容量投资激励，因为强制确保容量可用性却无法直接传递容量投资信号，反而放大了市场主体面临的风险，即便高额签约也可能无法足额回收全部成本。同时，在可再生能源逐渐成为新增容量主体，并将在未来成为存量主体的趋势下，针对可再生能源进入市场的中长期电量签约要求也面临着实施困难。

     不过，“压舱石”的定位却实实在在地反映了电力市场建设必须重视的关键点。通过市场建设推动电价改革的各项工作，不可避免地面临协调安全与效率的难题，这就要求我们对电价的理解必须从提升保供能力视角来理解，从而完善电力市场体系。作为安全基石的容量资源，需要有相应的成本回收和投资激励机制来保障，这种机制应内嵌于竞争性电力市场的设计。现在需要做的是将这种逻辑渗透于中国电力市场建设政策当中，而不能继续以对“价”的诉求去取代对“量”的诉求。实际上，中国的缺电风险从未远离，只不过其表现形式有所变化。中国电力市场建设当下的巨大挑战，就在于选择何种容量机制来完善中国电力市场体系。

     三、主要结论与政策建议

     中国电力市场建设必须高度重视容量保障问题，需要强调，容量保障不仅针对容量水平而言，也针对容量功能和容量结构。电力市场体系应具备在不同时间维度上高效利用发电容量并引导有效投资的机制，市场建设首先要着眼于长期市场均衡，而非短期利益调整；中国电改一路走来的重大改革举措，均围绕容量保障的内核展开，在新电改中容量保障激励应合理调整完善，而非抛弃另立；从国际经验看，尽管地区间存在明显差异，但容量机制已普遍成为电力市场的必要组成部分；面对未来挑战，容量充足性和稳定性的容量保障压力从未减弱，同时灵活性保障挑战已然出现，未来电力市场建设政策要着力应对这种挑战。

     使中国电力行业具备可持续的容量保障能力，需要成为中国电力市场建设政策的重心，将容量机制纳入电力市场建设政策体系已是当务之急，为此本文提出四个方面十条建议。

     （一）缓解常规电源成本回收压力，提升容量充足性保障能力

      这是短中期的一个工作重心，着力探索收益与责任相适应的容量保障机制。建议做好以下四个方面工作。

      一是高度重视电厂容量成本回收，寻求可行起步机制。针对当前中长期电量交易挤压部分电厂合理收入，现货市场设计难以保障容量成本完整回收的问题，可考虑借鉴辅助服务成本分摊机制，在发电侧内部实施容量成本交叉补偿，对部分电厂给予保障支持。但这仅仅是基于政策可行性的过渡机制，特别是对于避免煤电机组的过度退出。

     二是加速推进容量电价显性化，完善电价结构。可考虑在保持中长期电价水平基本稳定的前提下，将电价结构区分为规制容量电价和电量电价，实现容量电价向用户侧的显性传导。容量电价由价格主管部门通过适当方法制定，电量电价由市场交易形成。结算方式根据相应容量责任机制设计而定。

     三是引入发电侧容量责任机制和保障失约惩罚。可考虑分阶段推进，第一阶段在合理设定电厂容量责任基础上，给予一定时期（比如3-5年）的规制容量电价支持，缓解容量成本回收压力并避免一定程度的成本搁浅；第二阶段强化电厂的可用容量保障能力，根据容量可用性及实际保障效果给予规制容量电价，强化失约惩罚。实际上，这是在明确与容量电价相对应的容量产品。

     四是结合煤电机组退役情况，适当引入战略备用机制作为补充。在已有应急备用电源基础上，可考虑逐步引入面向临近退役机组的招标机制，建立战略备用容量库，明确战略备用资源的使用条件及其与电力市场的关系，建立相关的成本分摊和电价传导机制。形象地说，探索制度化的“关而不拆”。

     （二）提升灵活容量保障能力，引导发电容量结构优化

     这是短中期的另一个工作重心，着力探索能够提供灵活性改造升级或新增投资的机制。建议重点做好以下两方面的工作。

     一是针对新能源迅速发展带来的负荷变化，提供调节容量保障机制。可考虑以容量责任机制为基础，区分充足性责任和调节性责任，通过合理设置交叉补偿结构，或设置容量电价和调节容量电价结构，激励发电商协同提升充足性和灵活性。原则上，调节性责任设置在常规电源和可再生能源间应一视同仁，这有利于灵活性保障能力与新能源增长相协调。

     二是加强以运行备用为主体的辅助服务市场建设，推动辅助服务成本通过电价直接向用户侧合理传导。建议首先根据系统特性及变化特征，尽快完善运行备用体系；结合各地中长期和现货试点情况，推进运行备用市场建设。在现货市场试点地区，可考虑适时探索引入ORDC的机制。

     （三）构建适应全国统一电力市场和新型电力系统要求的容量机制

     为适应跨省跨区交易、推进区域和全国电力市场建设，中央层面要引导各地主动选择开放型容量机制，以有利于跨控制区容量资源的配置。省级或区域电力市场建设中，宜优先选择开放型容量机制，并结合自身实际合理选择补充机制。同时，跨省跨区的协同容量保障要与已有的跨省跨区辅助服务机制、输电容量资源配置机制等协同改革和建设。

      （四）提供容量投资有效激励、高效满足系统容量需求

     中长期内要围绕满足系统容量需求、提升容量投资激励，目前来看，有三个可能方向可供探索，应推进深入研究。

     第一，探索基于系统容量需求设定的容量机制。可考虑基于集中式拍卖的长短期容量市场，或者基于双边交易的需求侧保障责任机制。实际上，中国既有政策体系同时蕴含了两个方向的可能性，因此需要进一步明确两个方向的可行性，以及协同推进的可能。

     第二，探索强化可用容量保障的容量期权机制。可考虑探索从规制容量电价和容量责任机制向基于规制容量电价的可靠性期权机制过渡；研究基于拍卖的容量期权合同配置机制，提升可用容量保障与容量投资激励的协调一致性。

     第三，创新电力市场理论，探索协同保障充足性、稳定性和灵活性的容量机制。重视以运行备用为核心的辅助服务市场建设，明确运行备用的公共品经济属性及对系统安全的价值贡献，探索基于安全价值和稀缺价值协调激励容量投资的新型机制。

     综上，未来中国必须坚持顶层设计、系统观念，以协同提升容量利用和投资效率为导向，推动适应能源转型和“双碳”目标要求的电力市场体系和机制建设，切实支撑新型电力系统建设。当然，电力市场建设会经历探索阶段，相应地体制改革重心应置于破除制约市场建设和监管转型的体制障碍方面，这也为进一步深化研究和完善政策提供了方向。

作者简介   

冯永晟，经济学博士，中国社会科学院财经战略研究院副研究员，中国社会科学院大学副教授，研究领域为产 业经济学，竞争、规制与反垄断。

文章来源    

本篇文章发表于《中国能源》杂志2022年第8期。

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