王 一，朱 濤，張玉欣，盧 恩，陳新宇，文勁宇

（1. 廣東電力交易中心有限責(zé)任公司，廣東省廣州市510600；2. 華中科技大學(xué)電氣與電子工程學(xué)院，湖北省武漢市430074）

0 引言

深化電力體制改革是中國電力行業(yè)進(jìn)一步實(shí)現(xiàn)資源優(yōu)化配置、提升系統(tǒng)運(yùn)行效率、激發(fā)電力企業(yè)潛能的重要途徑。自2015 年《關(guān)于進(jìn)一步深化電力體制改革的若干意見》［1］發(fā)布以來，中國電力市場化改革逐步從開放發(fā)電側(cè)競爭過渡到開放售電側(cè)競爭，從中長期雙邊交易擴(kuò)展到現(xiàn)貨交易?，F(xiàn)貨市場改革正在中國廣東、內(nèi)蒙古、甘肅等8 個地區(qū)開展試點(diǎn)。隨著市場覆蓋范圍與交易量的不斷擴(kuò)大，發(fā)電機(jī)組的盈利模式與盈利能力正發(fā)生根本轉(zhuǎn)變。

隨著現(xiàn)貨市場試點(diǎn)工作的不斷深入，現(xiàn)貨市場的出清價(jià)格逐漸向系統(tǒng)邊際發(fā)電成本回歸，機(jī)組收益大幅下降，邊際機(jī)組固定投資成本無法回收，矛盾凸顯。廣東現(xiàn)貨市場2019 年結(jié)算試運(yùn)行期間，發(fā)電側(cè)日前出清均價(jià)為0.251 元/(kW ?h)，實(shí)時均價(jià)為0.241 元/(kW ?h)［2］，廣東燃煤機(jī)組平均發(fā)電成本約為0.258 元/(kW ?h)，通常邊際機(jī)組發(fā)電成本約為0.249 元/(kW ?h)，現(xiàn)貨出清價(jià)格與邊際機(jī)組變動成本基本相當(dāng)，前期投資成本部分已經(jīng)難以回收。未來，隨著可再生能源占比進(jìn)一步上升，分布式光伏與陸上、海上風(fēng)電機(jī)組等大量零邊際成本電源參與市場，現(xiàn)貨價(jià)格將進(jìn)一步降低［3］，導(dǎo)致可再生能源與火電機(jī)組的投資收益大幅下降，未來投資意愿將會持續(xù)降低。

如何設(shè)計(jì)有效的容量補(bǔ)償機(jī)制，確保電力投資的合理回報(bào)，保護(hù)電源投資的積極性，保持市場轉(zhuǎn)型后電力系統(tǒng)的充裕性與可靠性，從而保障電力市場長期穩(wěn)定和健康發(fā)展，是當(dāng)前市場轉(zhuǎn)型期內(nèi)亟須解決的重要課題。合理的容量補(bǔ)償機(jī)制是現(xiàn)貨市場持續(xù)健康發(fā)展的必要補(bǔ)充。文獻(xiàn)［4-8］介紹了部分國家和地區(qū)的容量市場基本情況，對于適用于中國現(xiàn)貨市場的容量補(bǔ)償機(jī)制與實(shí)施方案缺乏系統(tǒng)性梳理。

目前國外電力市場常用的容量補(bǔ)償機(jī)制主要有稀缺電價(jià)機(jī)制、容量補(bǔ)貼機(jī)制、容量市場機(jī)制［4］等。稀缺電價(jià)機(jī)制下系統(tǒng)價(jià)格上限很高，允許系統(tǒng)備用容量不足時現(xiàn)貨市場價(jià)格飆升，達(dá)到平時的幾百倍，使發(fā)電商回收固定投資成本。容量補(bǔ)貼機(jī)制則是由監(jiān)管機(jī)構(gòu)根據(jù)系統(tǒng)電源結(jié)構(gòu)、市場運(yùn)行情況等通過計(jì)劃方式制定容量補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)，按機(jī)組裝機(jī)容量給予相應(yīng)補(bǔ)貼。容量市場機(jī)制中，系統(tǒng)運(yùn)營商根據(jù)可靠性需求、新建機(jī)組凈成本等參數(shù)制定需求曲線，容量資源提供商投標(biāo)形成供給曲線，隨后由出清算法確定各資源提供商中標(biāo)的容量及統(tǒng)一出清價(jià)格，以確定支付給資源提供商的容量費(fèi)用。

稀缺電價(jià)機(jī)制最為市場化，對現(xiàn)貨市場影響小，并且能充分激勵需求側(cè)響應(yīng)，但其不確定性大，給發(fā)電側(cè)和用電側(cè)都帶來了巨大風(fēng)險(xiǎn)［5］。容量補(bǔ)貼機(jī)制執(zhí)行簡單、易于實(shí)現(xiàn)，但其補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)由監(jiān)管機(jī)構(gòu)決定，不能準(zhǔn)確及時地反映容量價(jià)值［6］。容量市場機(jī)制供給曲線由市場成員決定，需求曲線由監(jiān)管機(jī)構(gòu)制定，容量價(jià)格較容量補(bǔ)貼機(jī)制更接近市場的真實(shí)情況，但需求曲線對容量價(jià)格影響巨大，需要系統(tǒng)運(yùn)營商有較強(qiáng)的系統(tǒng)可靠性計(jì)算能力［7］。

本文圍繞國內(nèi)電力市場建設(shè)現(xiàn)狀，討論了現(xiàn)貨市場的收入充裕性問題，論證建立容量補(bǔ)償機(jī)制的必要性，同時參考國外典型容量補(bǔ)償機(jī)制的設(shè)計(jì)思路，提出了建設(shè)國內(nèi)容量市場機(jī)制的實(shí)施路線與具體方案。

1 現(xiàn)貨市場的收入缺失問題

1.1 收入缺失問題

全球主流電力現(xiàn)貨市場的定價(jià)機(jī)制均為邊際成本定價(jià)。發(fā)電機(jī)組向交易中心提供出售的電力和報(bào)價(jià)，按價(jià)格從低到高形成供給曲線，供給曲線與預(yù)測電力需求的交點(diǎn)對應(yīng)的價(jià)格作為市場出清電價(jià)、位于交點(diǎn)的報(bào)價(jià)機(jī)組為邊際機(jī)組，發(fā)電商報(bào)價(jià)低于出清電價(jià)的電力得以售出。

完全競爭市場的理想狀況下，發(fā)電機(jī)組的最優(yōu)報(bào)價(jià)策略是按邊際成本報(bào)價(jià)，系統(tǒng)在某一時刻的出清電價(jià)即為該時刻邊際機(jī)組的運(yùn)行成本。對中標(biāo)的非邊際機(jī)組而言，邊際電價(jià)高于其發(fā)電成本，故可回收部分容量成本。對運(yùn)行成本較高的邊際機(jī)組而言，系統(tǒng)出清電價(jià)與其運(yùn)行成本接近，固定成本不能完全回收，不足的部分被稱為收入缺失問題?，F(xiàn)貨市場收入缺失問題最早由哈佛大學(xué)著名電力市場專家William Hogan 教授總結(jié)提煉［4］。

理論上，當(dāng)機(jī)組投資意愿持續(xù)下降，系統(tǒng)發(fā)電容量嚴(yán)重不足時，市場會頻繁出現(xiàn)稀缺電價(jià)，從而使邊際機(jī)組可足夠覆蓋其運(yùn)行投資成本。然而，各國電力市場為保證電力系統(tǒng)安全，必須使裝機(jī)容量達(dá)到一定充裕度；為限制市場力，均設(shè)置了遠(yuǎn)低于稀缺時段電能價(jià)值的價(jià)格上限，例如國內(nèi)試點(diǎn)地區(qū)價(jià)格上限普遍在1 500 元/(kW ?h)左右，不到平均價(jià)格的10 倍。因此，現(xiàn)貨市場稀缺電價(jià)的幅值和頻度均被極大抑制，邊際機(jī)組在電力市場上的收入不能覆蓋其投資運(yùn)行成本［9-11］。

1.2 中國電力現(xiàn)貨市場對容量機(jī)制的迫切需求

截至2020 年7 月，中國現(xiàn)貨市場試點(diǎn)區(qū)域均完成現(xiàn)貨市場結(jié)算試運(yùn)行，出清電價(jià)如表1 所示。表中數(shù)據(jù)來源于各市場運(yùn)行通報(bào)與國家能源局《2018 年度全國電力價(jià)格情況監(jiān)管通報(bào)》［2，12-13］。除蒙西外，其余7 個現(xiàn)貨試點(diǎn)地區(qū)日前市場出清價(jià)格均低于燃煤機(jī)組上網(wǎng)電價(jià)，與邊際機(jī)組運(yùn)行成本相當(dāng)。

盡管當(dāng)前試運(yùn)行時間較短、不能反映全年各時段電價(jià)情況，但已足以說明在當(dāng)前電力供需關(guān)系下，各試點(diǎn)現(xiàn)貨市場平均價(jià)格明顯低于當(dāng)前火電機(jī)組上網(wǎng)電價(jià)。若無中長期市場提前鎖定收益，火電機(jī)組收入將大幅下降，面臨大范圍虧損。

表1 現(xiàn)貨試點(diǎn)地區(qū)試運(yùn)行情況Table 1 Trial run situation of electricity spot market pilot areas

當(dāng)前現(xiàn)貨市場試點(diǎn)地區(qū)出清平均價(jià)格偏低的原因有如下3 點(diǎn)。

1）供需結(jié)構(gòu)矛盾突出。“十二五”期間煤電裝機(jī)速度過快，高于負(fù)荷增速，導(dǎo)致煤電裝機(jī)容量過剩，火電機(jī)組年利用小數(shù)持續(xù)走低，2019 年全國6 MW及以上火電發(fā)電設(shè)備平均利用小時僅為4 293 h，進(jìn)入現(xiàn)貨市場后發(fā)電側(cè)競爭將非常激烈，導(dǎo)致火電機(jī)組大部分時間按邊際成本報(bào)價(jià)。

2）電源結(jié)構(gòu)以煤電為主。歐美國家邊際機(jī)組多為燃?xì)?、燃油機(jī)組，非邊際機(jī)組盈利能力較強(qiáng)。中國電力市場電源結(jié)構(gòu)以煤電為主，由于中國已淘汰部分落后產(chǎn)能（小型火電機(jī)組全面關(guān)停），系統(tǒng)邊際機(jī)組多為大中型燃煤機(jī)組，非邊際機(jī)組的運(yùn)行成本與邊際出清電價(jià)極為接近。據(jù)估算，廣東百萬千瓦級超臨界機(jī)組的邊際煤耗成本約為0.227 元/(kW ?h)，僅比邊際機(jī)組發(fā)電燃料成本低0.022 元/(kW ?h)，現(xiàn)貨市場盈利空間極為有限。

3）現(xiàn)行規(guī)則下，現(xiàn)貨結(jié)算試運(yùn)行時間短，且絕大部分電量價(jià)格已被中長期市場鎖定，發(fā)電側(cè)博弈意愿不強(qiáng)。廣東電力現(xiàn)貨市場2020 年8 月全月結(jié)算試運(yùn)行時大多數(shù)市場機(jī)組為避免偏差考核，選擇優(yōu)先保量的報(bào)價(jià)策略，從而導(dǎo)致現(xiàn)貨市場出清價(jià)格偏低，全月平均現(xiàn)貨價(jià)格僅為0.19 元/(kW ?h)，遠(yuǎn)低于發(fā)改委批復(fù)上網(wǎng)電價(jià)。

當(dāng)前中國火電裝機(jī)容量占比約為60%。隨著今后現(xiàn)貨市場進(jìn)入長期結(jié)算試運(yùn)行且中長期合約價(jià)格逐漸回歸到現(xiàn)貨市場價(jià)格，收入缺失問題在中國現(xiàn)貨市場改革中將更為突出。如何解決收入缺失問題事關(guān)中國電力現(xiàn)貨改革的成敗，因此有必要在當(dāng)前市場規(guī)則體系中引入合適的容量補(bǔ)償機(jī)制。

1.3 高比例可再生能源接入下的市場沖擊

可再生能源的大規(guī)模接入對中國現(xiàn)貨市場產(chǎn)生巨大沖擊。中國在巴黎氣候變化大會中承諾，到2030 年終端能源消費(fèi)中可再生能源比例達(dá)到20%，由于幾乎所有可再生能源形式都需要轉(zhuǎn)化為電能來利用，電力系統(tǒng)可再生能源比例屆時預(yù)計(jì)達(dá)到40%以上。

國際實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)表明，可再生能源裝機(jī)容量增加均導(dǎo)致電價(jià)不同程度的降低［14-17］。例如，若美國中西部電力系統(tǒng)運(yùn)營商（midcontinent independent system operator，MISO）的風(fēng)電裝機(jī)容量占比從9.3% 增加至50.9%，年均出清電價(jià)將降低40.8%［18］。

除降低出清電價(jià)外，零邊際成本機(jī)組的大量接入也降低了尖峰負(fù)荷機(jī)組的年利用小時數(shù)，加劇了尖峰負(fù)荷機(jī)組的虧損，抑制了投資尖峰負(fù)荷機(jī)組的意愿［19］。由于風(fēng)電、光伏電源出力的不確定性，為提高系統(tǒng)消納能力需投資大量高靈活性機(jī)組以及儲能設(shè)備，但僅憑電能量與輔助服務(wù)市場將無法有效激勵投資，限制了系統(tǒng)接入可再生能源的能力［20］。

這一問題預(yù)計(jì)在中國將更為突出。以中國西北地區(qū)為例，對西北區(qū)域當(dāng)前所有火電機(jī)組和運(yùn)行成本進(jìn)行分析，匯總得到原始報(bào)價(jià)曲線如圖1 所示，在其平均負(fù)荷為100 GW 的水平下，平均出清電價(jià)約為185 元/(MW ?h)。 而 考 慮 西 北 電 網(wǎng) 當(dāng) 前 約97 GW 的風(fēng)電和光伏裝機(jī)容量后，由于可再生能源邊際成本為零，供給曲線向右平移。相同負(fù)荷水平下，平均出清電價(jià)降至約97 元/(MW ?h)，下降比例達(dá)47%。并且西北電網(wǎng)負(fù)荷水平較低，若不考慮外送電量，其全年零電價(jià)時段占比將會達(dá)到約38%。因此，隨著可再生能源比例的提升，合理高效的容量補(bǔ)償機(jī)制對市場的支撐作用將愈發(fā)顯著。

2 世界主要固定投資成本回收機(jī)制

自20 世紀(jì)80 年代全世界范圍內(nèi)開展電力市場化改革起，各國電力市場一直致力于解決電力現(xiàn)貨市場固有的收入缺失問題，由此形成了3 種主要的固定投資成本回收機(jī)制。

2.1 稀缺電價(jià)機(jī)制

稀缺電價(jià)機(jī)制不單獨(dú)設(shè)立固定投資回收機(jī)制，發(fā)電商通過單一電能量市場中的尖峰價(jià)格來回收投資成本。稀缺電價(jià)機(jī)制在一定程度上緩解了收入缺失問題，但監(jiān)管機(jī)構(gòu)出于削弱發(fā)電商市場力考慮，仍會設(shè)定稀缺價(jià)格上限，價(jià)格上限一般參考失負(fù)荷價(jià)值確定。目前澳大利亞和美國得州采用該模式，澳大利亞價(jià)格上限為13 800 澳元/(MW ?h)，得州價(jià)格上限初期 為 1 000 美元/(MW ?h)，后 續(xù) 逐 步 上 漲 到9 000 美元/(MW ?h)［21］。

圖1 西北可再生能源對系統(tǒng)報(bào)價(jià)曲線和出清電價(jià)的影響Fig.1 Influence of renewable energy in northwest China on system bidding curves and clearing price

美國得克薩斯州市場電能量結(jié)算價(jià)格為節(jié)點(diǎn)邊際價(jià)格、備用價(jià)格增量、可靠性價(jià)格增量3 個部分之和［6］。當(dāng)系統(tǒng)發(fā)生電能短缺時，可以通過備用價(jià)格增量、可靠性價(jià)格增量釋放價(jià)格信號，吸引投資、回收部分成本，這有利于減少市場力［5］。非完全競爭市場下，發(fā)電商仍可能行使市場力，在非尖峰負(fù)荷時段觸發(fā)尖峰電價(jià)，給投資者錯誤的價(jià)格信號，導(dǎo)致系統(tǒng)發(fā)電容量過剩。此外，單一電能量市場模式下電價(jià)具有很大的波動性。美國得克薩斯州電力市場非稀缺時段 電 價(jià) 約 為20 美元/(MW ?h)，而 在2019 年8 月13日由于容量充裕度不足，現(xiàn)貨市場電價(jià)達(dá)到9 000 美元/(MW ?h)的上限［21］，兩者相差近500倍。

2.2 容量補(bǔ)貼機(jī)制

容量補(bǔ)貼機(jī)制下，政府或特定機(jī)構(gòu)根據(jù)預(yù)測評估，制定統(tǒng)一的容量價(jià)格，按照機(jī)組可用裝機(jī)容量進(jìn)行容量付費(fèi)，總費(fèi)用由用戶分?jǐn)?。目前?yīng)用該模式的國家有智利、阿根廷、秘魯、西班牙等。智利容量補(bǔ)貼水平在每月6～10 美元/kW 范圍內(nèi)波動，備用機(jī)組不論是否被調(diào)度發(fā)電，都能獲得容量補(bǔ)貼。

固定的容量費(fèi)用可以促使發(fā)電企業(yè)保持機(jī)組的可用性，促進(jìn)電能量市場競爭。智利電力市場實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)表明，容量補(bǔ)貼機(jī)制有效抑制了電能量市場價(jià)格大范圍年際波動，促進(jìn)了市場的平穩(wěn)發(fā)展［22］。容量補(bǔ)貼機(jī)制簡單易行，但容量補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)和各發(fā)電機(jī)組可補(bǔ)貼容量計(jì)算均由監(jiān)管部門決定，難以有效反映容量價(jià)值［11］，長期來看弊大于利，僅適用于電力市場發(fā)展初期。

2.3 容量市場機(jī)制

容量市場機(jī)制下機(jī)組可用裝機(jī)容量作為標(biāo)的，賣方為容量資源提供商，買方為系統(tǒng)運(yùn)營商。容量市場具體組織過程與電力現(xiàn)貨市場相似，賣方提供容量資源報(bào)價(jià)和數(shù)量，按價(jià)格從低到高形成供給曲線。系統(tǒng)運(yùn)營商根據(jù)可靠性指標(biāo)參考機(jī)組建設(shè)成本及電能量市場收益，按照一定規(guī)則形成需求曲線。最后，由供給曲線和需求曲線在一系列約束條件下最小化容量購買成本得到容量市場出清結(jié)果，包括容量市場出清價(jià)格以及各容量資源提供商中標(biāo)的容量。容量購買費(fèi)用由所有市場用戶分?jǐn)偂?/p>

目前應(yīng)用容量市場機(jī)制的地區(qū)主要有美國PJM、紐約、英國、法國電力市場等。以美國PJM 為例，其容量市場出清模型中考慮了不同阻塞區(qū)域間容量價(jià)值的不同，并且允許風(fēng)電、光伏、儲能、需求側(cè)響應(yīng)等資源參與市場［23］，歷年容量市場出清價(jià)格在10～60 美元/kW 內(nèi)波動，在保障電力系統(tǒng)充裕性、維持電力市場平穩(wěn)運(yùn)行方面取得了較好的效果。然而，容量市場價(jià)格的有效性很大程度上依賴于負(fù)荷預(yù)測和電能量市場收益計(jì)算的準(zhǔn)確程度，系統(tǒng)運(yùn)營商通常會為了保障系統(tǒng)而過度購買容量，損害電力用戶利益，需要逐年評估市場運(yùn)行情況并改進(jìn)市場參數(shù)形成過程。

3 現(xiàn)貨環(huán)境下的容量補(bǔ)貼機(jī)制

3.1 容量補(bǔ)貼機(jī)制概述

容量補(bǔ)貼機(jī)制是對發(fā)電企業(yè)的裝機(jī)容量或可用容量進(jìn)行直接補(bǔ)償以維持系統(tǒng)裝機(jī)容量裕度的方法。容量補(bǔ)貼機(jī)制在相關(guān)主管部門的指導(dǎo)下，通過對單位補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)和各發(fā)電機(jī)組可補(bǔ)償容量的核算，實(shí)現(xiàn)對發(fā)電容量成本的合理補(bǔ)償。該機(jī)制規(guī)則相對簡單，對發(fā)電商和用戶的不確定性較小，適用于電力市場發(fā)展初期。

3.2 機(jī)組固定成本測算

固定成本是指成本總額在一定時期和一定發(fā)電量范圍內(nèi)，不受發(fā)電量增減影響或影響很小的成本。通常，電廠固定成本包括外購動力費(fèi)、水費(fèi)、工資及福利費(fèi)、折舊費(fèi)、材料費(fèi)、修理費(fèi)、稅費(fèi)、財(cái)務(wù)費(fèi)用、管理費(fèi)用、其他費(fèi)用，可根據(jù)電廠財(cái)務(wù)報(bào)表來核算。其中，折舊費(fèi)是固定成本的主要構(gòu)成部分，相對客觀。因此，建議在容量補(bǔ)償機(jī)制設(shè)計(jì)中僅考慮投資成本的折舊費(fèi)用，其余各項(xiàng)固定成本項(xiàng)體現(xiàn)電廠經(jīng)營管理效率，應(yīng)鼓勵競爭，建議不納入補(bǔ)償范圍。

機(jī)組年化投資成本的計(jì)算主要考慮資金的時間成本，有凈現(xiàn)值測算、內(nèi)部收益率測算等多種方法。其中，凈現(xiàn)值測算被美國PJM、智利等電力市場采用，計(jì)算方式如下。

式中:C 為年化投資成本；Q 為工程單位容量固定投資費(fèi)用；i 為貼現(xiàn)率，一般為7%；t 為機(jī)組使用年限，一般為30 年。

3.3 機(jī)組容量成本的補(bǔ)償

因地制宜地制定補(bǔ)償機(jī)制是保證市場效率的基礎(chǔ)。不同規(guī)模、不同類別的機(jī)組單位投資成本、市場盈利能力差別較大，例如大型燃煤機(jī)組較小型燃?xì)鈾C(jī)組發(fā)電成本更低，年發(fā)電量更多，在現(xiàn)貨市場中的盈利能力更強(qiáng)，因此有必要將不同機(jī)組進(jìn)行分類，分別計(jì)算補(bǔ)貼強(qiáng)度。建議按容量分為300 MW 以下、300 MW、600 MW、1 000 MW，按機(jī)組類型分為燃煤和燃?xì)鈾C(jī)組。此外，對于水煤漿機(jī)組、煤矸石機(jī)組等高成本機(jī)組，實(shí)際補(bǔ)償時應(yīng)單獨(dú)考慮。

由于中國上網(wǎng)電價(jià)測算中考慮投資成本，不同類型機(jī)組投資成本較為公開透明。同時，不同規(guī)?；痣姍C(jī)組建設(shè)成本較為穩(wěn)定，年際波動較為平穩(wěn)，因此固定成本測算具有較好數(shù)據(jù)基礎(chǔ)。南方地區(qū)投產(chǎn)機(jī)組的成本總結(jié)如表2 所示。

表2 南方電網(wǎng)火電機(jī)組容量造價(jià)Table 2 Capacity cost of thermal units in southern grid

根據(jù)式（1）計(jì)算得到的年化投資成本見表3。年化投資補(bǔ)貼強(qiáng)度為237～715 元/kW，其中燃煤機(jī)組的補(bǔ)貼強(qiáng)度為323～715 元/kW，燃?xì)鈾C(jī)組的補(bǔ)貼強(qiáng)度較燃煤機(jī)組的低，補(bǔ)貼強(qiáng)度為237～662 元/kW，不同裝機(jī)容量機(jī)組的補(bǔ)貼強(qiáng)度相差較大。

3.4 容量補(bǔ)貼的結(jié)算方式

基于不同機(jī)組類別和裝機(jī)容量的年化固定成本的精細(xì)測算，可確定容量補(bǔ)貼的強(qiáng)度。容量補(bǔ)貼的結(jié)算周期可以設(shè)置為每月結(jié)算，實(shí)際結(jié)算時還應(yīng)考慮機(jī)組的基數(shù)電量占比、電能量與輔助服務(wù)市場收益、對系統(tǒng)容量充裕度的貢獻(xiàn)等因素進(jìn)行調(diào)整。

1）當(dāng)前中國電力市場中計(jì)劃與市場機(jī)制并行，市場機(jī)組每月發(fā)電量中有一部分為基數(shù)電量，其上網(wǎng)電價(jià)已考慮固定成本，容量補(bǔ)貼結(jié)算時應(yīng)剔除這一部分電量。

表3 火電機(jī)組年化投資成本Table 3 Levelised investment cost of thermal units

2）容量補(bǔ)貼本質(zhì)上是電力用戶為了維持系統(tǒng)的發(fā)電容量裕度而支付給發(fā)電商的費(fèi)用，當(dāng)機(jī)組在月內(nèi)出現(xiàn)非計(jì)劃停運(yùn)、限高等情況時，其可用發(fā)電容量會降低，從而減少對系統(tǒng)發(fā)電容量裕度的貢獻(xiàn)，對應(yīng)月份的容量補(bǔ)貼也會減少。因此設(shè)置可用系數(shù)來表征機(jī)組對系統(tǒng)充裕性的貢獻(xiàn)程度，其計(jì)算方法如下。

3）在電能量和輔助服務(wù)市場中，機(jī)組可以回收一部分固定成本。機(jī)組發(fā)電成本與其容量相關(guān)，裝機(jī)容量越大、發(fā)電成本越低，因此可以根據(jù)機(jī)組容量來分類，分別核定電能量和輔助服務(wù)市場收入，設(shè)置市場調(diào)控系數(shù)，如式（4）所示。

式中:CO-M為該類機(jī)組的平均運(yùn)維成本，為一個相對固定的值；CE-AS為該類機(jī)組過去一年的電能量市場平均凈收入，包括中長期市場、現(xiàn)貨市場、輔助服務(wù)市場中的收入，可由現(xiàn)貨市場歷史數(shù)據(jù)和機(jī)組核定發(fā)電成本計(jì)算得到，CE-AS以滑動平均的方式每月計(jì)算一次。

4）不同投產(chǎn)年限的機(jī)組折舊費(fèi)用差異較大，計(jì)算容量補(bǔ)貼時應(yīng)考慮這一因素，根據(jù)機(jī)組投產(chǎn)年限計(jì)算投產(chǎn)年限修正系數(shù)。投產(chǎn)年限修正系數(shù)的計(jì)算方法參考機(jī)組投產(chǎn)報(bào)表和折舊費(fèi)計(jì)算公式。

為此，每月結(jié)算金額具體計(jì)算方法如下。

式中:Cm為第m 月補(bǔ)償費(fèi)用；Cins為機(jī)組裝機(jī)容量，建議以并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議中的額定有功功率為準(zhǔn)；和Em分別為第m 月機(jī)組的市場化發(fā)電量和總發(fā)電量；為第m 月的機(jī)組投產(chǎn)年限修正系數(shù)。

4 容量市場機(jī)制概述

4.1 容量市場的整體架構(gòu)

容量市場機(jī)制是利用市場信號維持電力系統(tǒng)容量充裕性的較好選擇，目前已被英國、法國、美國PJM、紐約、新英格蘭等電力市場采用。容量市場中賣方為容量資源提供商，標(biāo)的為其可用容量，買方為負(fù)荷服務(wù)商，但需求曲線由系統(tǒng)運(yùn)營商決定，最終的容量費(fèi)用由負(fù)荷服務(wù)商根據(jù)其容量義務(wù)分?jǐn)偂?/p>

容量市場的組織結(jié)構(gòu)通常包括基本拍賣、追加拍賣、雙邊交易市場。以美國PJM 為例，其市場交易時序如圖2 所示，包括1 個基本拍賣市場、3 個追加拍賣市場和1 個雙邊交易市場?；九馁u提前3 年舉行，主要目標(biāo)是通過購買不能以雙邊交易或自行發(fā)電供給形式滿足的容量需求，使系統(tǒng)實(shí)現(xiàn)容量供給平衡［7］?；九馁u市場的出清價(jià)格向市場成員提供了一個穩(wěn)定的遠(yuǎn)期價(jià)格信號，引導(dǎo)發(fā)電商投資，保證系統(tǒng)發(fā)電容量的長期充裕，減輕了現(xiàn)貨市場價(jià)格劇烈波動的風(fēng)險(xiǎn)。3 個追加市場分別在容量交付前的20 個月、10 個月、3 個月進(jìn)行，以修正預(yù)測誤差。當(dāng)出現(xiàn)輸電線工程未如期進(jìn)行等意外情況并導(dǎo)致部分區(qū)域出現(xiàn)容量短缺問題時，美國PJM 還將額外舉行一次追加拍賣以滿足系統(tǒng)容量需求［24］。除了集中拍賣外，負(fù)荷服務(wù)商可以與容量資源提供商進(jìn)行雙邊協(xié)商交易，自行協(xié)商交易的容量數(shù)量與價(jià)格。

圖2 美國PJM 容量市場整體架構(gòu)Fig.2 Architecture of PJM capacity market in USA

4.2 容量市場需求曲線

需求曲線的設(shè)計(jì)是容量市場機(jī)制的核心內(nèi)容，決定了容量市場出清價(jià)格是否合理、出清容量能否滿足系統(tǒng)可靠性需求。

早期容量市場的需求曲線完全無彈性，僅規(guī)定了價(jià)格上限和目標(biāo)容量，供給曲線的微小變動也能造成出清價(jià)格的巨大變化。完全無彈性的需求曲線也會導(dǎo)致資源提供商濫用市場力，獲取超額利潤［25］。因此，目前英國、美國PJM、新英格蘭等容量市場采用的需求曲線均有一定的價(jià)格彈性，出清容量可以在目標(biāo)容量附近變動，美國PJM 也稱其為可變需求曲線，如圖3 所示。

圖3 可變需求曲線與無彈性需求曲線對比Fig.3 Comparison between variable demand curve and inelastic demand curve

需求曲線的形狀主要由系統(tǒng)可靠性需求和新建機(jī)組凈成本決定。系統(tǒng)可靠性需求由系統(tǒng)運(yùn)營商確定，再根據(jù)系統(tǒng)實(shí)際狀況和預(yù)測負(fù)荷按照一定算法轉(zhuǎn)化為滿足可靠性需求的最小容量。例如美國PJM和新英格蘭容量市場中系統(tǒng)可靠性需求均為0.1 d/a［26-27］。新建機(jī)組凈成本等于參考機(jī)組的預(yù)期建設(shè)成本減去其在電能量和輔助服務(wù)市場的期望收益。參考機(jī)組一般選擇系統(tǒng)的邊際機(jī)組，電能量和輔助服務(wù)市場期望收益可根據(jù)歷史出清數(shù)據(jù)得到。

需求曲線需保證在滿足期望可靠性需求時，容量價(jià)格與新建機(jī)組凈成本大致相當(dāng)，當(dāng)可靠性繼續(xù)增加時，容量價(jià)格下降；反之容量價(jià)格上升。當(dāng)可靠性超過一定范圍時，系統(tǒng)裝機(jī)過剩，容量價(jià)格下降至零。

以美國PJM 容量市場為例，可變需求曲線的形狀由A，B，C 這3 點(diǎn)決定，各點(diǎn)坐標(biāo)計(jì)算方法如下。

式中:PA，PB，PC分別為在A，B，C 點(diǎn)的容量價(jià)格；QA，QB，QC分別為在A，B，C 點(diǎn)的容量；CONE為參考機(jī)組的新建成本；MIRM為裝機(jī)容量裕度；REFORd為系統(tǒng)平均等效強(qiáng)迫停運(yùn)率；R 為系統(tǒng)可靠性需求；δA，δB，δC分別為在A，B，C 點(diǎn)對容量的微調(diào)系數(shù)。

使A，B，C 各點(diǎn)代表的容量分別為系統(tǒng)可靠性需求等于0.11，0.02 和0 d/a 時所需的容量［27］。對于2022 年 和2023 年 交 付 年，δA，δB，δC分 別 為1.2%，1.9%和7.8%。每一次拍賣前，可變需求曲線都會根據(jù)實(shí)際情況動態(tài)調(diào)整，以確保拍賣結(jié)果在滿足可靠性需求的同時盡可能減少容量成本。

針對中國容量市場實(shí)際情況，需求曲線的制定可迭代進(jìn)行。為確定需求曲線的初始形狀，首先由交易中心根據(jù)各試點(diǎn)實(shí)際狀況制定可靠性需求-容量曲線，再參照國外參數(shù)取法，A，B，C 這3 點(diǎn)的容量分別為系統(tǒng)可靠性需求等于0.11，0.02 和0 d/a 時所需容量，3 點(diǎn)的容量價(jià)格參照式（6）—式（8）。確定曲線的形狀后即可進(jìn)行實(shí)際市場模擬。得到真實(shí)報(bào)價(jià)數(shù)據(jù)后，由實(shí)際報(bào)價(jià)數(shù)據(jù)進(jìn)行模擬出清，同時調(diào)整需求曲線使結(jié)果最優(yōu)。

4.3 新建機(jī)組凈成本

新建機(jī)組凈成本的計(jì)算包含2 個部分:①計(jì)算新建參考機(jī)組總成本；②計(jì)算參考機(jī)組在電能量和輔助服務(wù)市場的收入。兩者都與參考機(jī)組的選擇密切相關(guān)，因此首先應(yīng)確定參考機(jī)組的型號。參考機(jī)組的選取應(yīng)綜合考慮建設(shè)成本和對系統(tǒng)可靠性的貢獻(xiàn)，美國天然氣價(jià)格較低，燃?xì)鈾C(jī)組為主流，因此美國容量市場中主要以聯(lián)合循環(huán)燃?xì)鈾C(jī)組作為參考機(jī)組。水電、核電建設(shè)成本較高，風(fēng)電、光伏出力不穩(wěn)定，對系統(tǒng)可靠性貢獻(xiàn)低。中國天然氣資源少，氣電成本較高。考慮到當(dāng)前火電機(jī)組裝機(jī)容量占比大，建議選擇容量適中的300 MW 燃煤機(jī)組為參考機(jī)組，新建機(jī)組總成本可根據(jù)公開造價(jià)數(shù)據(jù)計(jì)算。

參考機(jī)組在電能量和輔助服務(wù)市場的收入可參考 美 國PJM 的 高 峰 調(diào) 度（peak-hour dispatch）方法［28］，也可以由市場歷史數(shù)據(jù)直接計(jì)算參考機(jī)組的平均收入?？紤]到所選參考機(jī)組在市場中份額較大，建議選第2 種方案。該方案簡單易行，與實(shí)際情況更接近。

4.4 容量市場出清過程

根據(jù)系統(tǒng)的情況不同，容量市場按照有無約束條件分為無約束出清和有約束出清。無約束出清指僅根據(jù)供給曲線和需求曲線直接得到出清容量和價(jià)格，例如英國容量市場的出清過程以減價(jià)式拍賣的形式線上進(jìn)行，自價(jià)格上限起，每輪降低一定價(jià)格。隨著容量價(jià)格的下降，參與拍賣的容量也逐漸減少，當(dāng)剩余容量小于等于需求曲線上當(dāng)前價(jià)格對應(yīng)的容量需求時，拍賣結(jié)束，所有剩余容量以當(dāng)前價(jià)格進(jìn)行結(jié)算［29］。而有約束出清指在出清時考慮了其他約束條件，使出清結(jié)果更易于實(shí)際執(zhí)行。例如美國PJM 容量市場中，系統(tǒng)阻塞嚴(yán)重，需要考慮不同子區(qū)域之間的輸電阻塞約束，因此其容量市場出清過程與電能量市場類似。容量資源提供商向系統(tǒng)運(yùn)營商提交報(bào)價(jià)，系統(tǒng)依靠優(yōu)化算法統(tǒng)一出清，其目標(biāo)函數(shù)為系統(tǒng)總?cè)萘抠徺I費(fèi)用最小，并對每個存在輸電阻塞的子區(qū)域分別添加系統(tǒng)可靠性容量約束。此外，根據(jù)市場規(guī)則的變化，每年的出清算法可以根據(jù)需要修改約束條件，例如可用時段在夏季和冬季的容量資源應(yīng)相等，需求側(cè)響應(yīng)容量資源不超過限值等［23］。

無約束出清機(jī)制較為簡單，出清結(jié)果清晰透明，但其靈活程度不高，適用于小規(guī)模、阻塞狀況良好的電力市場。而帶約束條件的出清算法則相反，其設(shè)計(jì)較為復(fù)雜，但靈活程度高，適用于系統(tǒng)情況復(fù)雜、阻塞較為嚴(yán)重的電力市場。針對中國容量市場建設(shè)，考慮到初期市場規(guī)則較為簡單，不需要約束條件，可以采用無約束出清的方式，之后再隨著市場規(guī)則越來越完善逐步添加約束條件。

5 中國容量補(bǔ)償機(jī)制關(guān)鍵問題探討

容量補(bǔ)償機(jī)制的主要目的有2 個:①補(bǔ)償部分固定資產(chǎn)投資，防止現(xiàn)貨市場價(jià)格持續(xù)降低所帶來的機(jī)組虧損問題；②以價(jià)格機(jī)制量化機(jī)組對系統(tǒng)可靠性的貢獻(xiàn)，保障電力系統(tǒng)發(fā)電容量的長期充裕性。中國容量補(bǔ)償機(jī)制體系建設(shè)方興未艾，有一系列亟待解決的重大問題，例如中國容量補(bǔ)償機(jī)制建設(shè)路徑，現(xiàn)貨市場、中長期市場與容量補(bǔ)償機(jī)制的銜接，容量資源準(zhǔn)入范圍，容量費(fèi)用的分?jǐn)偡绞?，地理分區(qū)方式以及考核與懲罰機(jī)制等，以下分別就此問題進(jìn)行討論。

5.1 中國容量補(bǔ)償機(jī)制的“兩步走”建設(shè)思路

容量補(bǔ)償機(jī)制作為現(xiàn)貨市場的重要補(bǔ)充，承擔(dān)著理順機(jī)組對可靠性貢獻(xiàn)定價(jià)、引導(dǎo)電源有序投資、實(shí)現(xiàn)資產(chǎn)合理配置的重要任務(wù)，需要完備的、市場化的容量回收機(jī)制。

然而，短期而言，中國容量補(bǔ)償機(jī)制承擔(dān)著應(yīng)對現(xiàn)貨市場出清價(jià)格大幅下降、彌補(bǔ)發(fā)電企業(yè)虧損、銜接中長期與現(xiàn)貨市場的迫切需求。特別是在現(xiàn)貨市場運(yùn)行不斷深入，現(xiàn)貨價(jià)格持續(xù)走低的形勢下，亟需簡單可行的容量機(jī)制迅速施行并發(fā)揮作用。

因此，中國容量補(bǔ)償機(jī)制的建設(shè)應(yīng)循序漸進(jìn)，分為2 個步驟。第1 步，在電力市場建設(shè)初期采用較為簡單的容量補(bǔ)貼機(jī)制，以解決機(jī)組在現(xiàn)貨市場長期結(jié)算運(yùn)行下的固定成本虧損問題，同時積累現(xiàn)貨市場出清結(jié)果、市場補(bǔ)償金額等數(shù)據(jù)，為建立容量市場提供數(shù)據(jù)支撐；第2 步，啟動容量市場機(jī)制設(shè)計(jì)研究，分析模擬運(yùn)行結(jié)果，測算容量市場下機(jī)組盈利能力，補(bǔ)充完善容量市場規(guī)則，當(dāng)容量市場規(guī)則設(shè)計(jì)較為完備、市場主體較為成熟時再啟動過渡機(jī)制。

容量補(bǔ)貼機(jī)制實(shí)施過程中也可逐步豐富規(guī)則，首先納入作為市場主體地位的火電機(jī)組，并逐步向儲能、可再生能源、需求側(cè)響應(yīng)資源開放。將容量費(fèi)用以度電成本分?jǐn)?，并逐步在需求?cè)分?jǐn)傔^程中體現(xiàn)對尖峰負(fù)荷需求的貢獻(xiàn)度。不考慮輸電資源對省級電網(wǎng)系統(tǒng)可靠性的貢獻(xiàn)度，并逐步將輸電阻塞與傳輸線的貢獻(xiàn)納入考量范圍。

5.2 現(xiàn)貨市場、中長期市場與容量補(bǔ)償機(jī)制的銜接

電力市場作為一個整體，市場成員在進(jìn)行決策時會綜合考慮容量市場、中長期市場、現(xiàn)貨市場的收益，三者相互影響。在制定具體容量補(bǔ)償規(guī)則時，一方面要考慮市場規(guī)則之間的配合，防止出現(xiàn)規(guī)則漏洞，另一方面要考慮市場主體在不同市場的綜合收益，防止出現(xiàn)過補(bǔ)償或欠補(bǔ)償?shù)那闆r。

歐美成熟的容量市場以邊際機(jī)組為基準(zhǔn)，在新建機(jī)組凈成本計(jì)算中考慮年化投資成本以及能量市場與輔助服務(wù)市場的期望收益。由于中長期差價(jià)合約為場外合約，且基本反映了能量市場的價(jià)格與收益水平，不需要將該部分收益考慮在內(nèi)。

中國處于從中長期市場向現(xiàn)貨市場的過渡期?，F(xiàn)行的中長期價(jià)差合同采用價(jià)差傳導(dǎo)模式，且對合約簽訂管控較為嚴(yán)格，偏差電量實(shí)行嚴(yán)格考核，導(dǎo)致中長期價(jià)格較高，保障了機(jī)組的部分容量收益。因此，在容量補(bǔ)貼強(qiáng)度中不僅需要考慮現(xiàn)貨與輔助服務(wù)市場的收益，還需要在過渡期內(nèi)考慮中長期市場的可能收益。

隨著價(jià)差中長期合約逐漸向絕對價(jià)差合約過渡，中長期合約價(jià)格將向現(xiàn)貨出清電價(jià)回歸，中長期收益將逐步與現(xiàn)貨價(jià)格趨同，容量補(bǔ)償機(jī)制將向歐美主流機(jī)制設(shè)計(jì)過渡。

5.3 容量資源準(zhǔn)入范圍

不同類型容量資源的特性不同，理論上容量資源的類型越多，其滿足可靠性需求的資源組合成本也更優(yōu)。國外成熟的容量市場的資源準(zhǔn)入范圍廣泛，包括發(fā)電資源、負(fù)荷管理資源、能效資源、輸電線升級、可再生能源、儲能資源等，并且允許其他市場的發(fā)電機(jī)組參與。長期來看，準(zhǔn)入資源越豐富，越能發(fā)揮容量市場的作用，但容量市場起步階段不宜引入太多資源，可以先以傳統(tǒng)火電為主建設(shè)容量補(bǔ)償機(jī)制，后續(xù)再根據(jù)實(shí)際市場發(fā)展情況和電力系統(tǒng)需求逐步引入其他資源參與容量市場競爭。

此外，不同容量資源對系統(tǒng)可靠性的貢獻(xiàn)不同，需要制定一個指標(biāo)統(tǒng)一衡量其可靠性貢獻(xiàn)度。例如，對于可再生能源機(jī)組，可考慮將其置信容量計(jì)入其中。對于不同儲能設(shè)備，分別分析其對系統(tǒng)可靠性貢獻(xiàn)程度。

5.4 容量費(fèi)用分?jǐn)偡绞?/h3>

是否考慮將容量費(fèi)用計(jì)入市場化電量的電費(fèi)、以何種方式計(jì)算單個用戶的容量費(fèi)用是容量補(bǔ)償機(jī)制的重要問題。在國外成熟的容量市場中，容量費(fèi)用最終依據(jù)用戶最高負(fù)荷與同時率等因素分配到每個用戶。

短期來看，由于中國電力體制處于計(jì)劃與市場的過渡階段，各項(xiàng)費(fèi)用普遍按電量分?jǐn)?，容量補(bǔ)償費(fèi)用也可平均分?jǐn)偟矫慷入娭小５紤]到現(xiàn)貨市場中電能的時間屬性，平均分?jǐn)偟姆绞酱嬖趶牡凸扔脩魧夥逵脩舻慕徊嫜a(bǔ)貼，降低了市場的運(yùn)行效率。

長期來看，中國在容量補(bǔ)償費(fèi)用的分?jǐn)偡绞街袘?yīng)盡可能考慮用戶對尖峰負(fù)荷的貢獻(xiàn)度，在尖峰負(fù)荷時段，對用電多的用戶多收取容量電費(fèi)，可確保市場公平性，并從容量市場的角度激勵負(fù)荷側(cè)資源主動參與電力電量平衡。實(shí)際分?jǐn)倳r，可根據(jù)各個用戶在一年中的尖峰負(fù)荷時段的平均用電量計(jì)算用戶的尖峰負(fù)荷貢獻(xiàn)度，據(jù)此加權(quán)分?jǐn)偂?/p>

5.5 容量費(fèi)用的分區(qū)方式

由于電力系統(tǒng)的特殊性，電能的生產(chǎn)和使用必須時刻平衡，而傳輸電能的輸電線路容量有限，可能導(dǎo)致某些時刻線路發(fā)生輸電阻塞，此時送入受阻節(jié)點(diǎn)的供電可靠性僅能由節(jié)點(diǎn)內(nèi)的發(fā)電機(jī)組保證，這說明了不同地理位置的機(jī)組對系統(tǒng)內(nèi)各個節(jié)點(diǎn)的可靠性貢獻(xiàn)不同。對于阻塞情況較為嚴(yán)重的電力市場，有必要根據(jù)系統(tǒng)阻塞進(jìn)行分區(qū)，各區(qū)域分別計(jì)算補(bǔ)償費(fèi)用?，F(xiàn)貨市場環(huán)境下，節(jié)點(diǎn)電價(jià)反映了各節(jié)點(diǎn)的電力供需情況，電價(jià)越高的區(qū)域說明電力需求越大、輸電線路阻塞越嚴(yán)重。因此，可根據(jù)已有的現(xiàn)貨市場出清數(shù)據(jù)進(jìn)行分區(qū)。

然而，阻塞分區(qū)也帶來了一些問題。首先，分區(qū)數(shù)量不宜太多，否則分區(qū)內(nèi)容量資源數(shù)量少更容易導(dǎo)致賣方行使市場力。其次，各個分區(qū)內(nèi)的新建機(jī)組凈成本應(yīng)統(tǒng)一，而可靠性需求應(yīng)分別制定。因?yàn)樽枞麉^(qū)域內(nèi)的機(jī)組由于節(jié)點(diǎn)電價(jià)更高收入也更高，若不統(tǒng)一則會導(dǎo)致阻塞區(qū)域內(nèi)的新建機(jī)組凈成本更低，容量出清價(jià)格反而會更低。相反，若統(tǒng)一新建機(jī)組凈成本參數(shù)而增加阻塞區(qū)域內(nèi)的容量需求，出清價(jià)格將更高，價(jià)格信號更符合實(shí)際。

5.6 考核與懲罰機(jī)制

明確的獎懲機(jī)制是保障容量補(bǔ)償機(jī)制公信力，保證系統(tǒng)容量充裕性的重要環(huán)節(jié)。需在系統(tǒng)容量短缺時考核容量資源提供商是否提供了足夠的容量，如果沒有達(dá)到容量市場出清的容量便進(jìn)行懲罰。容量短缺判據(jù)通常為實(shí)時電價(jià)，當(dāng)實(shí)時電價(jià)高于給定閾值時則觸發(fā)考核。

市場懲罰一般以罰款的形式執(zhí)行，罰款數(shù)額將會極大地影響市場成員行為。若罰款金額過低，則會激勵資源提供商違約；若罰款金額過高，則會抑制資源提供商參與市場的意愿。此外，不同資源提供商的供電可靠性不同但容量價(jià)格相同，勢必會抑制不確定性高的容量資源建設(shè)。因此，不同資源類型的罰金可以根據(jù)其特性靈活制定，制定原則應(yīng)該是使惡意違約的資源提供商期望收益為負(fù)，而正常參與者的期望收益為正。

6 結(jié)語

本文詳細(xì)剖析了現(xiàn)貨市場的收入缺失問題，分析了可再生能源比例升高對現(xiàn)貨市場的沖擊作用，論證了容量補(bǔ)償機(jī)制建立的必要性?？偨Y(jié)了現(xiàn)行的稀缺電價(jià)、容量補(bǔ)貼以及容量市場機(jī)制的發(fā)展現(xiàn)狀和利弊。討論了容量補(bǔ)貼機(jī)制的執(zhí)行流程、定價(jià)方法以及機(jī)制設(shè)計(jì)中的關(guān)鍵問題，提出了考慮機(jī)組電能量與輔助服務(wù)市場收益、系統(tǒng)可靠性貢獻(xiàn)度的容量補(bǔ)貼強(qiáng)度計(jì)算方案?？偨Y(jié)了容量市場組織架構(gòu)、需求曲線設(shè)計(jì)和出清方式，分析了容量市場需求曲線的設(shè)計(jì)內(nèi)涵。針對中國電力市場發(fā)展現(xiàn)狀，探討了中國容量補(bǔ)償機(jī)制建設(shè)的具體問題，包括中國容量補(bǔ)償機(jī)制建設(shè)路徑、現(xiàn)貨市場、中長期市場與容量補(bǔ)償機(jī)制的銜接，容量資源準(zhǔn)入范圍、容量費(fèi)用的分?jǐn)偡绞?、地理分區(qū)方式以及考核與懲罰機(jī)制。

盡管本文提出了國內(nèi)容量補(bǔ)償機(jī)制建設(shè)路徑與初步方案，但并未定量分析容量補(bǔ)貼機(jī)制實(shí)施后用戶實(shí)付用電成本的變化，相關(guān)內(nèi)容有待進(jìn)一步研究。此外，目前各試點(diǎn)現(xiàn)貨市場規(guī)則、電源結(jié)構(gòu)、電網(wǎng)特性等各不相同，具體容量補(bǔ)貼價(jià)格以及容量需求曲線的制定方案仍需進(jìn)一步討論。除火電外，其他電源的容量補(bǔ)償機(jī)制仍有待后續(xù)研究。