編者按：國網能源院財審所主要聚焦于電力市場價格理論、政策、國際經驗、價格機制、結算機制、價格跟蹤分析等領域，重點圍繞現貨市場價格機制、結算、輔助服務價格機制、零售市場競爭的售電策略以及用戶可選擇銷售電價套餐體系、電力市場電費結算系統建設、電力金融衍生品、容量市場機制等開展了課題研究。本專欄將圍繞電力市場價格的國際經驗、體系設計、熱點問題等，結合相關成果和研究思考與讀者進行交流分享。

文章導讀：發電容量充裕程度對電力系統長期穩定可靠運行具有至關重要的影響。在現行電力市場機制下，隨著發電功率具有高間歇性、高波動性的可再生能源裝機容量顯著上升，在一定程度上擠壓了可靠性較高的火電機組的生存環境，導致火力發電廠收益下降且使整個電力系統的可靠發電容量充裕度受到威脅。本文從保證電力系統發電容量充裕度的必要性出發，通過研究國外先進電力市場中保障電力系統可靠發電容量的體制機制，希望探求出一套適合我國現行電力市場發展，且有助于建立保障全系統可靠發電容量充裕度并可以與現行電力市場銜接的市場機制。

適應我國現行電力市場環境下的容量市場機制設計

執筆人：孫啟星

國網能源院 財會與審計研究所

1 引言

隨著我國電力市場建設的穩步推進，電力生產由原來的計劃運營模式逐步向市場經濟運營模式轉變。在市場經濟模式運行下，電力系統內發電容量的充裕程度將成為保證電網長期穩定的重要因素[1-3]。在未來的電能量市場和輔助服務市場的機制下，由于發電企業對電網長期發展中容量保障機制認識不足且在市場化條件下具有一定逐利特性，電力系統中發電容量的充裕度將會受到一定威脅。因此，需進一步完善和健全電力市場機制設計，由電網運營商建立起保證電力系統發電容量充裕的市場化制度機制，從全局層面保證電網穩定運營[4]。

隨著可再生能源發電裝機容量和可再生能源消納率的提高，2018年我國可再生能源發電量已達1.87萬億千瓦時，約占全社會用電量27%。并且，2019新增裝機容量高達7億千瓦。在可再生能滲透率逐漸提升的背后，火電機組的發電運營面臨較大的壓力。2018年，6000千瓦以上火電發電設備平均利用小時數3862，火電生存壓力逐步顯現[5-6]。

火電廠利用小時數不足將不僅帶來其現階段營收及效益問題，還會對火電機組未來的穩定發展及運營產生不利影響。

溫室氣體的排放和全球氣候變暖問題使全球各國對環境保護的重視程度與日俱增，也推動了能源領域的低碳化轉型升級。我國依然面臨著較為嚴峻的降低碳排放的壓力，確立了在2050年達成兩個“50%”（能源清潔化率和電氣化率超過50%）的目標，也為火電等化石能源發電的發展帶來較大不確定性。因此，未來火電的功能定位將有可能由基荷機組向調峰機組轉變，使火電利用小時數更加不容樂觀。

我國是典型的富煤、貧油、少氣的國家。煤電機組可以長期穩定的提供電能保證電網穩定，所以未來煤電機組仍將會是我國火力發電的主力軍。相對于電量平衡而言，未來電力平衡將成為保障電力系統穩定運行的關鍵問題。電力平衡和對其他電源的補償調節決定了煤電在電力系統中仍將繼續發揮‘壓艙石’和‘穩定器’的作用。國網能源研究院預測表示，2030年前后，電力系統中仍需12億千瓦以上的煤電裝機，不宜過早過快大規模淘汰煤電[7-8]。

未來，提升電網穩定性，調整電網發電結構不能以簡單的行政命令方式解決。需建立整套完備的價格機制及方式，引導電網結構發展走向。因此需解決三方面問題：一是如何保證優質火電企業合理收入；二是如何疏導落后煤電產能退出市場；三是如何有效指引機組未來投資。

發電容量充裕是保證電力系統長期穩定運行的重要因素[9-10]。發電設備建設周期長，用戶用電波動大，電能不易儲存。為保證電網安全，應對用電高峰需求，發電容量必須保證在滿足最大用電高峰同時留有適當充裕的電源容量以應對可能出現的負荷突變和發電機組故障[11]。因此發電容量適當多于負荷需求容量即稱為發電充裕度。充裕度高代表電網長期安全得到保障但過多的發電容量會使發電機組平均利用小時數降低，導致資源浪費。充裕度低會使電網在高峰時段用電緊張從而影響電網安全。

從2015年開始的本輪電力市場改革中，改革由售電開放，中長期市場交易到電力現貨市場轉變[12-13]。大多數研究集中在電力市場中電能量市場的出清方式[14-15]、結算機制[16-17]和輔助服務市場的研究[18-19]。目前，鮮有研究針對我國電力工業發展和電力市場的實際運行情況，對適應我國的容量市場機制進行系統性的分析與研究，且在如何保證發電商合理收益、保障電力系統長期穩定運行方面的考慮有所欠缺。在現有的電能量市場和輔助服務市場機制下，如不能建立有效的市場機制確保發電容量的充裕性，未來可能會造成穩定性電源（如煤電，氣電）因電能量市場和輔助服務市場帶來的收益不足而導致關停的情況。若情況進一步加劇，進而導致發電容量不能滿足電力尖峰負荷，將會對電力系統可靠性帶來較大威脅。因此，需對電力系統發電容量可靠性建立有效的容量市場保障機制，維持電力系統內有充足的有效發電容量，保證電網長期穩定運行。

另一方面，根據季節不同，可再生能源在電力生產中也提供一部分可靠發電容量。美國PJM容量市場設計中，非水可再生能源可計入可靠發電容量為5%-35%的裝機容量。水電計入可靠發電容量為30%-50%的裝機容量。接下來的討論中也將會對可再生能源部分進行討論。

本文將集中討論適應我國現行電力體制機制下的容量市場建設路徑。通過合理的機制及過渡方式建設容量市場，不僅加劇市場競爭并保證全系統發電充裕程度而且保證電力價格總體穩定，減少電力市場中引入容量市場帶來的價格波動。

2 國外電力市場保證發電容量的機制設計

國外部分國家電力市場建立較早，模式較為成熟。通過借鑒國內電力市場相關經驗并結合我國電力市場實際有助于建立和完善我國發電容量市場機制設計[20]。為提高發電容量充裕度和提高電力系統可靠性，合理調控發電機組的投資規模，國外電力市場發電容量充裕性保障機制主要分為三種做法：1）稀缺定價機制[21-23]；2）戰略備用機制[24-25]；3）容量市場機制[26-28]。

2.1 稀缺定價機制

稀缺定價機制是電能量市場中的一種存在形式，一般應用于純電能量市場機制[29]。稀缺定價機制允許部分發電商存在發電容量持留，使其可通過系統運營中短時供電短缺時產生的稀缺電價回收成本并且創造收益[30]。另外有效的市場監管是稀缺定價機制的重點，有力的監管消除市場力帶來的電價虛高的現象。此外，用戶側及時有效的需求響應也是減少稀缺電價機制影響的重要因素[31]。當用戶對電價足夠敏感并且可以按照電價調整用電行為時，用戶才可以避免稀缺機制引起的用電費用上升，進而從需求側保證電力市場穩定運行。稀缺定價機制雖使用有效監管降低市場力，但其在供電短缺時允許電能量市場中尖峰價格的出現，沖擊了電力市場價格穩定性。

定價機制方面，澳大利亞的最高價格限定為13500澳元/MWh；美國德州最高價格限定價為9000美元/MWh。美國德州在2019年8月12日尖峰時刻電價達到8983.88美元/MWh,電價約合63元/度。2014年美國也曾出現800美元/MWh的稀缺電價持續幾小時的極端情況。此外，法國電網也在2012年2月9日出現過2000歐元/MWh的尖峰電價。電能量市場中稀缺電價的產生，可客觀反映所在地區發電容量充裕程度的不足，也在一定程度上影響了市場秩序，提升了用戶用能成本。稀缺定價機制不能前瞻性的提升電網發電容量，不利于電力市場價格穩定。

2.2 戰略備用機制

戰略備用機制是指電網運營商與一些面臨退役或停用的發電機組簽訂合約，在需要時使用其發電容量對電網負荷需求進行響應。在系統常規運行時，參與戰略備用的機組將不被調用。在整個系統出現容量短缺時，簽訂備用合約的機組將會被調用以應對短時電力供需矛盾突出問題。在戰略備用機制中，參與備用的機組將不會被允許參加電能量市場。因此，此類機組收入的唯一來源為與電網運營商簽署的戰略備用合約。

戰略備用機制采用的容量一般由電網運營商確定，并采用招標的方式進行采購。采購發電容量的成本通過輸電價格或者平衡費用回收，最終將成本疏導到用戶[32]。

戰略備用是將一部分發電裝機剝離出電力市場之外，該部分戰略備用容量不能參與市場。因此，不能通過電能量市場獲利，這導致該機制不能給發電商的投資行為起到正向引導作用。另一方面，戰略備用會使用戶承擔因戰略備用支付給備用機組的費用，會導致終端電價上升。目前瑞典和比利時采用戰略備用機制，但瑞典計劃于2020年逐步退出戰略備用機制。

2.3 容量市場機制

容量市場區別于電能量市場，是兩種不同的市場方式。電能量市場是發電和用電的實時平衡，保證整個系統安全穩定運行。容量市場目標是保證電力系統中總體可靠發電容量的充裕度，保證系統長期安全穩定運行[33]。

2.3.1 美國PJM容量市場

本文將通過容量市場的需求曲線確定和容量市場結算方式兩部分介紹美國PJM容量市場。通過調整需求曲線參數可以體現全系統容量需求、釋放價格指導信號，從而引導發電企業投資及運營，通過容量市場結算可將合理的市場價格傳導到用戶[34]。

2.3.1.1 需求曲線確定

圖1為PJM容量需求曲線，該曲線分為三部分折線，分別對應三種不同的供需情況及報價[35-36]。特征點坐標如表1所示，其中b點表示電網運營商期望的區域發電容量總量及容量價格，d點到a點表示當容量資源極度稀缺時，對應的容量價格為限定的最高值。b點向左表示當容量資源較稀缺時，對應容量價格上升；b點向右表示容量資源較為充裕，容量單價價格下降，減少了發電商收益并給出了市場投資信號。c點向右表示資源嚴重過剩，容量單價價格為零。

圖1 PJM容量需求曲線示意圖

表1 PJM容量需求曲線特征點坐標

表1中，CONE表示新建機組總成本，PJM參考的是通用電氣聯合循環燃氣輪機7HA的成本；E&AS表示電能量市場和容量市場獲利抵消量；Lp表示區域峰值負荷；IRM表示裝機容量裕度（目前PJM規定為0.15）；FRR表示負荷自供應部分；RelReq表示區域可靠裝機需求，計算公式為：

RelReq=LP*（1+IMR）*（1-等效停機率）-FRR

由此可見，PJM容量市場的需求曲線中，當總裝機容量低時，容量價格為制定的容量價格最大值。當容量小于點b時，單位容量的價格變化越高。代表參與容量市場的機組獲利增加，并且刺激發電商增加發電裝機以滿足未來供電需求。當容量大于b點對應容量時，單位容量價格下降較為緩慢。代表參與容量市場的機組容量少量過剩，單位容量獲利減少，加速電力企業轉型，促使其通過電能量市場和輔助服務市場獲利。在規則中，原則上容量市場不會為超過區域可靠性裝機需求過多的機組提供補償（即超過c點）。這也側面以市場競爭機制引導發電商改造或關停經濟效益差的機組（多為高耗能機組）。

另一方面，容量市場價格與輔助服務市場和電能量市場存在一定聯系。當在其他兩個市場收益提升時，容量市場的收益會降低，該機制可在保證發電商收益率的同時降低用戶的用能漲價風險。

在現實報價中，由于結算機制的存在，在供電區域中發電容量富裕會整體壓低單位容量價格，當發電容量緊缺時會提升單位容量價格。

2.3.1.2 容量市場結算

（1）容量市場結算方式及時間

美國PJM容量市場結算分為三種主要的結算方式，分別為基本市場拍賣、追加市場拍賣和雙邊合約。雙邊合約結算方式是用戶和發電企業直接簽訂容量合約以實現容量交易。

基本拍賣市場主要目的為釋放價格信號并引導發電商投資。基本拍賣中允許新建和在容量交付日期前建成的發電設備參與基本拍賣，基本拍賣一般在交付前3年完成。區域內的可用容量必須參與基本拍賣，區域外的機組可選擇自愿參加容量市場拍賣。

三個追加市場拍賣為每個交付年前的第20月、10月和3月開展。追加市場拍賣的設立是為了應對負荷水平和機組建設計劃等不確定性因素，從而對基本拍賣起到有效的補充作用。

（2）容量拍賣結算方式

如圖2，結算拍賣以邊際結算方式結算[37]。以兩組（S1和S2）報價為例，S1與S2分別有4個機組參與市場競拍。S1的情況中，四個機組組合的報價情況與容量需求曲線相交于e點，則第4個機組成為容量邊際機組。并且此點的單位容量價格高于b點對應價格，體現容量市場中發電容量充裕度不夠，釋放鼓勵發電企業增加電力系統發電容量建設信號。S2的情況中，四個發電機組報價組成的報價曲線與容量需求曲線相交于f點，此點對應單位容量價格低于b點對應價格。則說明市場容量資源相對富裕，釋放發電投資要謹慎的市場信號。

圖2 容量市場結算方式

（3）容量市場參與方的義務

發電商在容量市場拍賣中標的容量必須在交付年中任意時間可以有效提供不少于中標容量的發電功率。由于容量市場干預使得發電容量留有部分裕度，使電力市場避免發生稀缺性定價引起的電價突增。區別于戰略備用機制，參與容量市場的發電商必須參與電能量市場報價，在系統運行需要時將會被優先調用。如不達標將會對發電商產生罰款，未完成發電容量需求的第一年容量報酬減半，第二年降至25%，第三年取消其參與容量市場資格。

2.3.1.3 美國PJM容量市場運行效果

在PJM運營管理區域，容量市場的介入使得其容量緊缺的東部地區引入新的發電機組投資。同時，容量市場彌補了發電商的大部分固定成本，使得發電廠在電能量市場報價接近其邊際成本。

在2014/15年容量市場價格提升了34%，用以彌補發電商環保升級帶來的成本增加。然而，部分老舊機組因環保改造費用過高，導致容量市場獲利不足以彌補其費用，不具備經濟性而淘汰。

對于發電商而言，容量市場彌補了發電設備的大部分固定成本，提升了發電企業收益。圖3為2018年PJM用戶電價構成組成。其中，電能量費用占63.05%，容量費用占19.82%，輸電費用占14.73%，剩下2.4%為輔助服務產生的費用。

圖3 2018年PJM電價及其構成

由圖可以看出，容量市場在保證電力系統穩定性的同時彌補了發電企業大部分固定成本，剩余固定成本和變動成本由電能量市場回收。由于電能量市場競爭的存在，發電商為保證成本回收和獲得合理利潤將會壓低電能量市場的報價，這會使用戶電價仍處在合理的范圍。與此同時，部分老舊機組和高耗能機組由于會因容量市場競標獲利價格水平低或因電能量市場發電價格沒有競爭力而加速退出市場，從而達到由價格信號優化電源結構的目的。

3 我國容量市場制定方法研究

我國現有的電力市場研究主要集中在電能量市場和輔助服務市場，沒有對電力系統發電充裕度進行過系統化的市場機制研究?，F行的電力市場化機制設計會導致經濟效益好的發電機組支撐電力系統的大部分用能需求，發電效益不好的機組僅能在少數用電高峰時段發電，導致其有效利用小時數不高。有效利用小時數與發電機組收益成正相關關系，發電設備過低的有效利用小時數可能導致以下兩種情況發生：1）發電設備通過尖峰時段利用小時數回收其固定成本及變動成本，導致尖峰時段電價過高，增加了電力市場的不確定性，并潛在增加了用戶的用能成本（參考稀缺定價機制對電力市場帶來的影響）；2）發電設備利用小時數低嚴重影響經濟效益，造成持續虧損，最終導致發電設備關停，可能引發用電高峰時段電力供給不足，系統穩定性降低。

在我國原有的計劃發電時代，電力系統發電容量較為充裕，容量安全性問題尚未凸顯。但隨著電力改革不斷深入，可再生能源發電量占比逐步上升，影響可以長期保證穩定發電容量的火電機組，壓降火電利用小時數?；痣姲l電商長期虧損會導致區內發電容量降低，影響區內系統安全性。隨著發改委能源局807號文政策要求提高可再生能源消納率，區域內發電設備利用小時數又將受到進一步擠壓。因此需要建立容量市場，從更高層面保證電力系統整體發電容量充裕性，保證電網長期穩定運行。同時優化電力系統電源結構。

非水可再生能源未來在電能量市場和補貼等多方面有多方面獲得收益渠道，因此在容量市場建設初期不考慮非水可再生發電進入容量市場，未來在機制成熟及可再生能源能達到以擺脫補貼形式參與發電市場競爭情況下，再考慮將可再生能源發電納入容量市場。核電、水電可在容量市場第二階段實施時進入容量市場。因此，容量市場前期可僅納入煤電和氣電。通過煤電氣電充分進行容量市場交易，為全面開放容量市場和允許更多類型的發電資源進入容量市場提供經驗。

我國電價政策以穩定為主基調，以市場競爭方式產生最合理的用戶電價。因此稀缺定價機制潛在的用戶高電價風險是不適應我國當前情況的。戰略備用機制雖可以穩定用戶電價，但會從電力市場競爭機制中剝離部分發電容量，而電價由用戶承擔，也不適宜我國現狀。因此容量市場機制較為適應我國現有情況，并且需要根據我國實際情況做修改，從而建成機制完善的中國特色電力市場體系。

另一方面，火電發電商的成本由固定成本和變動成本兩部分組成。固定成本包含材料費、員工工資和折舊費等，變動成本與燃料價格直接相關。我國現有的價格機制中，設計電能量市場回收發電商的變動成本和固定成本。發電設備利用小時數與收益的關系可用圖4表示。

圖4 單一電能量市場下發電設備收入及成本與發電設備利用小時數關系

如圖，不同發電設備由于能效不同，單位利用小時數收益也不同,其收益可以表示為一個區間。當發電利用小時數低于h1時發電設備虧損，當利用小時數高于h2時盈利。在h1和h2之間由發電設備效益不同，營收狀況也不同。我國電力市場可以實行“電能量市場+容量市場”模式，即保證電網充裕度的同時保證發電商獲得合理收益，并且盡量確保用戶用電價格接近發電商充分競爭條件下其“實際成本+合理收益”決定的電能邊際價格。由容量市場覆蓋部分或全部固定成本，由電能量市場覆蓋發電廠變動成本加合理收益。同時有足夠的激勵機制保證發電商有足夠動力提高發電效率效益從而獲得更大利潤。

本論文將主要考慮現階段適合我國目前電力市場條件下的容量市場機制實施路徑及過渡方式。以求減少新建容量市場后對電力市場帶來的干擾及價格大幅波動。不同于以廣東省起步的南方電網[38]及部分國家電網運營區內電網企業單獨開辟容量市場的情況。此方式目的在于通過使用合理的機制進行向容量市場過度，從而減少新機制對價格的沖擊及防止市場因不熟悉新規則帶來的價格大幅波動。通過過渡機制引導市場熟悉容量市場規則并明確容量價值，為容量市場實施開辟道路。

未來將會對可再生能源及其他發電資源并網對需求曲線影響、結算規則、適應中國特色電力市場機制的補充條款等進行詳細的論證說明。本文將不作討論。

4 適應我國容量市場機制設計框架

我國現有的電力市場發展情況較為復雜，新引入的容量市場應較好的接入現有電力市場，形成良性互動。為促進容量市場的順利開展，在機制設計上應充分考慮與現有電力市場規則和結算方式的銜接問題。我國容量市場應以完全覆蓋或大部分覆蓋穩定電源固定成本為最終目標，由電能量市場覆蓋“變動成本+合理收益+容量市場未覆蓋的固定成本”。形成較為穩定的電力市場環境，直觀表達電能發生成本，明確用戶承擔費用。

4.1 容量市場需求曲線方案

圖5為我國容量市場需求曲線設計，市場建設初期需求曲線應以需求與價格線性變化為基準。在后期電力數據充足，容量市場對價格的響應情況可以預估的情況下，可逐步確定參考點，并引導電力系統總發電容量向容量需求點靠攏。

圖5 容量市場需求曲線設計

前期需求曲線應采用線性遞減變化設計，一是因為設計較為簡單，二是可收集發電側的價格響應情況數據，為容量需求曲線設計的第二步做準備。容量需求曲線設計的第二步為利用明確的期望容量并對發電投資方良好的投資起到有效指引作用，有助于電網發電容量規劃的科學有序發展。

4.2 適應我國電力市場的容量市場組織形式及資金回收方式

在目前中國電力市場體系下，容量市場費用不應通過輸配電價和輔助服務市場回收，應通過市場化手段形成價格并回收資金。

電能量市場報價中，產生的費用包含發電的變動成本和固定成本。未來，容量市場的費用可以通過原有的電能量市場拆分出來，將一定比例的發電固定成本由容量市場負責回收，而變動成本由電能量市場回收。因此不會對用戶側電費價格產生過多影響。未來容量市場支付給發電商的費用計劃通過容量市場賬戶進行支付。

由于目前各省的電力市場都是以電能量市場為主，在容量市場實行的初期，可建立僅面向發電商的容量市場。用于容量市場的費用可由在容量市場拍賣中中標的發電商以每千千瓦時a元形式從交易電價中扣除，用于“容量基金”賬戶。在此過度機制下，發電商每千千瓦時扣除費用a元和容量市場需求曲線可在容量市場拍賣前確定，發電商依此作為報價參考。

因此火電發電企業獲得的電能量市場的收入為

其中，I1表示發電企業在電能量市場的收入，T1為在電能量市場中發電商的結算價格，E1為發電企業按T1價格結算所發出的電量。σ1為發電企業偏差考核費用（如所在地存在現貨交易，則此項費用為零）。

因此中標的火電發電企業需要上繳的容量市場費用為：

其中C1表示在容量市場中標的火電企業需上繳的容量市場費用。

此種方式下，在容量市場拍賣之前市場組織者將確定容量拍賣的容量需求曲線和發電企業中標后單位發電量需要上繳的費用a。各發電企業依據自身情況決定容量市場報價。

在容量市場實施初期，可適當縮短容量市場拍賣周期。在容量市場實施的短期內，將國外三年的拍賣周期縮短為半年一拍賣或一季度一拍賣。該措施有助于讓發電商盡快適應容量市場報價規則，并促使容量市場監督機構不斷依據市場報價調整每兆瓦向發電商扣除的單位容量費用及容量需求曲線，快速迭代的拍賣流程有助于發現發電容量的真實價格。有助于保證發電商報價的合理性，同時保證容量市場資金規模控制在一定范圍之內，確保容量市場建設的穩步推進。

此種方式有助于接入現行的電力市場框架并推進容量市場發展。在市場和監管機構熟悉報價規則和市場情況之后，可以將容量市場拍賣周期延長，保障全系統發電容量長期穩定。

4.3 容量市場定價原則方案一

第一種可行方案是容量市場覆蓋發電設備固定成本的100%，電能量市場覆蓋發電設備變動成本及準許收益。其發電商利用小時數、成本及收益情況與現行的電能量市場對比如圖6所示。

圖6 電能量市場和容量市場下發電設備收入及成本與發電設備利用小時數關系

如圖所示，容量市場覆蓋全部固定成本的情況下，發電商會通過電能量市場競爭獲得發電設備上網發電量，從而獲取相應利潤。由于發電設備固定成本已由容量市場覆蓋，發電商回收固定成本壓力小，只要可以上網發電就可以獲利，發電商可以不用顧慮固定成本帶來的成本回收問題，其會在電能量市場報價中增加盡量低的合理收益來獲得發電資格。因此相較于單一電能量市場的價格收益，“容量市場+電能量市場”結合的市場機制可以促進發電商的有效競爭，降低發電商的固定成本回收壓力，同時鼓勵發電廠參與市場競爭，促進其生產運行的提質增效提升自身效能。

4.4 容量市場定價原則方案二

第二種可行方案是使容量市場覆蓋發電設備固定成本的70%，電能量市場覆蓋發電設備變動成本、固定成本的30%及合理收益。其發電利用小時數與成本及收益情況對比如圖7。

圖7 電能量市場和容量市場下發電設備收入及成本與發電設備利用小時數關系

如圖所示，在發電設備利用小時數高于其合理利用小時數時，發電設備“變動成本+固定成本”低于電能量市場獲利情況，發電機組盈利。當發電設備利用小時數低于合理利用小時數時，發電機組虧損。虛線部分是部分高效能機組的獲利空間，由于部分高效能發電設備變動成本較低，使其在更低有效利用小時數時開始盈利。此機制促進發電設備盡量達到合理利用小時數實現發電設備收支平衡并繼續獲利。

另外，由于容量市場承擔了發電設備部分市場風險，在容量市場下，電能量市場中發電商報價將以“變動成本+合理收益+發電設備單位發電量承擔的容量基金”報價，此種報價更為直觀。

在引入容量市場后，發電市場獲得的容量費用占固定成本比例越多，發電設備回收固定成本壓力越小會使單位發電收益期望降低，從而加劇市場競爭。因此在充分市場競爭的情況下，發電商可以獲得較為穩定的收益的同時，用戶也會獲得合理的電費報價，有助于市場交易中發電廠與用戶的良性互動。

4.5 兩種容量市場設計方案對比

方案一、方案二和單一電能量市場下發電設備收入與利用小時關系如圖8：

圖8 電能量市場和容量市場下發電設備收入及成本與發電設備利用小時數關系比較

表2 三種不同方案比較

其中F表示發電設備的固定成本，V表示發電企業的變動成本。

一是，方案二相比于方案一，由于發電設備有固定成本回收壓力，單位發電量的期望收益上升，收益區間加大。在發電設備利用小時數大于一定值時，方案二的發電設備收益高于方案一的發電設備收益。從而導致用戶用能價格稍高。反之，方案二的發電收益低于方案一，用戶用能價格稍低。二是，方案一可以減少固定成本回收壓力，促進發電商按照邊際成本報價，加劇市場競爭，有助于釋放電力市場建設進程中的改革紅利，降低用戶用能成本。方案二可以促進發電商發電積極性，以更高的發電量獲得更好地收益。三是，方案一包含了發電設備的全固定成本，可以有力保證所需發電容量的經營情況。因此對全系統發電容量有強力的保障。方案二對發電容量保障能力相對弱于方案一，這是由于發電設備需在電能量市場競爭從而回收30%的固定成本。

未來將對兩種方案進行深入研究，研究適應全國各省情況的統一容量市場頂層設計方案。

5 算例分析

假設某電廠2臺100萬機組平均上網電價為380元/千千瓦時，發電變動成本為238元/千千瓦時。假設其每年固定成本回收壓力為10.64億元。

假設容量市場設計將利用小時數為3800小時為營收平衡標準計算。兩種不同容量市場設計方案中，發電企業每發一千千瓦時向容量基金交付費用a為：

表3 發電企業向容量基金賬戶上繳費用

通過容量市場競爭，發電企業獲得的容量費用會由于競爭而變化。為方便計算，此次算例中按照發電企業在方案一中中標的金額為10.64億元，方案二中標金額為7.448億元（70%的固定成本）計算。實際競拍中可能由于市場競爭存在帶來容量市場回收資金小幅變化，這部分變化會影響發電設備盈利情況，但此算例分析中不作考慮。

由于容量市場可以回收部分固定成本從而降低發電企業成本回收壓力，帶來的市場競爭加劇。其導致發電企業平均上網電價降低的部分難以量化處理，因此在此案例分析中不考慮發電企業平均上網電價變化。兩種方案和單一電能量市場的火電機組不同利用小時數盈利情況比較如下。

表4 發電設備不同利用小時的盈利情況

如算例所示，方案一中由于發電設備變動成本較低，容量市場彌補了全部固定成本。所以發電設備持續盈利，并且利用小時數越高，盈利規模越大。方案二中，由于容量市場僅回收部分固定成本。因此發電設備利用小時數低時，發電企業虧損。另一方面，由于容量市場的存在，發電企業由于利用小時數少導致的虧損規模減少。并且，當發電設備利用小時數較高時，發電設備盈利規模也不同。

因此，此種由現行電力市場向容量市場過渡方式可以為發電商提供防范風險的作用（利用小時數過低虧損較少）；通過設計需求曲線參數可以保證全系統發電容量充裕；并且通過降低固定成本回收壓力促進市場充分競爭，降低用戶用能成本。

6 結論

良好的發電資源充裕程度對于電力市場建設和電力工業的安全可靠運營具有至關重要的影響，本文介紹了三種典型的保證電力系統發電容量充裕性的解決辦法。容量市場模式目前是較為符合我國現階段電力市場運行現狀的方法。容量市場可以前瞻性的通過市場價格信號引導電源的規劃、投資與建設，可以有效發揮市場的主動調節作用。通過對不同容量市場設計方案場景的分析表明，引入容量市場可以降低發電商在電能量市場中回收固定成本的壓力，促進發電商在電能量市場按邊際成本報價，有利于市場的充分競爭，同時使用戶獲得更清晰、合理的用電價格。本研究提出了容量市場參與現行電力市場的過度方式，可以幫助容量市場加速融入中國現行的電力市場體制。

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專家介紹

孫啟星，博士，國網能源院財會與審計研究所研究員。主要從事電力現貨市場，容量市場，輸配電價改革相關研究工作。曾發表多篇SCI文章。