在“双碳”目标推动下，我国新能源超速发展，提前多年完成2030年新能源建设目标，习近平总书记提出“2035年我国风电和太阳能发电总装机容量力争达36亿千瓦”的新目标。由于新能源的保障供应能力不足、缺乏峰谷调节能力，以及转动惯量等电网运行支撑能力不足，在新能源逐步成为主体电源的过程中，电力系统运行面临的挑战越来越大，主要体现为高峰负荷保障供应能力、峰谷调节能力、惯量支撑能力的增长越来越不足以满足系统需求。

电力容量市场机制的必要性与功能性市场目标定位

目前，我国电力现货市场已基本实现全国全覆盖（西藏、京津唐除外），电力现货市场建立的是电能发用平衡的功能性市场，解决的是直接作用于电力系统运行的源网荷储优化运行，建立与之对应的电力现货市场分时价格信号。我们必须充分认识到，电力现货市场解决的是已有资源能力的优化运行问题，由于规划投资涉及的固定成本投入以及建设周期等因素，仅靠电力现货市场不足以承载高峰负荷保障供应、峰谷调节、惯量支撑等增量能力的激励引导作用。

电力容量市场承载的功能性市场属性，能够整体优化增量和存量资源容量配置，保障电力容量长期充裕性，并实现投资规划激励引导。在电力市场建设过程中，为了解决火电主体收益回报不足、独立储能投资回收困难等实际困难，我国已经建立了针对火电主体的容量电价机制，此外，各地因地制宜建立了诸如顶峰容量补偿机制、储能容量电价机制，对于规划投资确实起到了一定的引导效果。但还应该看到的是，针对特定类型主体的补偿政策不足以承载优化容量配置、保障电力容量长期充裕性，并实现投资规划激励引导的功能性目标。

建立以功能性市场为主目标，并且一定程度上承载政策性市场属性的电力容量市场机制，有三方面的重要意义，主要体现在：

其一，目标导向明确、主体获益清晰，有助于激励存量和增量资源主动提升有效容量水平。

需要指出的是，激励存量资源和增量资源，提高有效容量供应水平，保障系统容量充裕性，是容量机制的设计目标，为容量资源供应主体提供容量费用只是手段，评价机制设计有效性应该始终关注的是，设计的手段是否有助于促进设计目标的实现。在新能源为主体的新型电力系统中，不同类型的容量资源能贡献的有效容量水平差异极大（例如以西部省份的省级电网整体来评估，风光主体贡献的有效容量约为其装机容量的10%左右），风光主动配储以实现有效容量提升，是解决系统容量充裕性的关键。目前，各类容量电价政策针对的是特定类型电力资源（火电以及部分地区的独立储能），仅覆盖了部分容量供应主体，仅能解决部分类型电力资源收益回报不足问题，容量费用支付与其实际的容量价值贡献并无直接关系，且与系统容量长期充裕性目标并未建立基本的逻辑关联，从机制设计效果上难以有效激励各类型主体主动提升有效容量水平（特别是风光等新能源主体主动配储）。

其二，有助于建立反映系统容量充裕性的容量价格晴雨表，有效平衡电力系统容量采购的安全性与经济性，并作为未来电源有序投资规划的重要指引。

从电力容量需求的满足程度来看，满足系统可靠性要求的容量需求供应是基本盘，在此基础上，容量预留的充裕性越高，运行安全性越高，经济性则相应降低。在新能源为主体的电力系统中，维持较高容量充裕性的经济成本会越来越高。考虑到影响容量充裕性的重点是增量资源投资规划，不同类型、不同运行年限的电力资源固定成本回收需求存在差异，固定的容量补偿机制难以事前制定一个能长期兼顾各类主体的成本回收诉求、系统可靠性要求以及容量分摊费用水平的容量补偿主体以及补偿价格政策。建立反映系统容量充裕性水平的容量市场机制，一方面可以通过市场竞争实现动态容量补偿的效果，有效平衡容量购买分摊成本与系统运行安全，另一方面也可以形成反映容量充裕程度的市场价格信号，以此作为未来电源投资规划的指导。

其三，有助于建立全口径容量价值贡献、容量义务与容量收益的权责对等机制，作为发用电双侧全面市场化模式下容量资源运行优化与调用的新准则。

在电力现货市场开始建设之前，我国对于电力资源调度的基本逻辑是依托基本电量计划和确定性标杆电价（其中考虑了容量费用、辅助服务费用）所支撑的火电强制容量义务，在新机并网协议中即予以明确，并通过两个细则考核对其最大最小出力受限等容量义务未满足的情况予以考核，以保证火电足额提供容量贡献。随着新能源超常规发展，电力系统预留的容量裕度逐步降低，仅靠火电将不足以维持系统容量充裕水平。在火电机组现货市场竞争定价的背景下，火电容量电价机制重新明确了火电机组的强制容量义务，随着新能源全面入市，各类型主体将全面接受现货市场定价，与电能市场实现各类主体的同质同价同步的是，容量机制部分也理应同等处理，即按照有效容量价值贡献，同质同价。因此，有必要逐步建立涵盖传统电源、新能源、独立储能、负荷侧主体，以及省外电源在内的全口径容量市场，并建立容量市场中标主体对电力现货市场的参与义务，以及与容量主体交付表现挂钩的市场与调度运行机制，保障新型电力系统下电力系统可靠运行。

正确认识电力容量市场的四个关系

功能性市场属性与政策性市场属性的关系

需要指出的是，与更鼓励发用双侧主体自由竞争的电能现货市场相比，除了实现容量充裕性保障与投资规划引导的功能性市场目标之外，电力容量市场还需要承载更多的政策性市场属性，以实现产业政策导向以及成本摊销水平等政策控制目标。其功能性属性与政策性属性的兼容与平衡可以依托市场关键规则要素和设计参数的设定来进行调控，并可通过不同方案的仿真推演，评估不同方案的运行效果。例如对于系统可靠性与用户侧摊销成本的均衡考虑，在高比例、低有效容量新能源的场景下，按照三十年一遇的可靠性标准和十年一遇的可靠性标准，所对应的装机容量需求差异巨大，这就是容量市场设计中的一个关键参数。此外，满足可靠性标准对应容量（保底、刚性）的容量购买价格如何设定，也影响到用户侧摊销成本，原则上可以按照现货市场运行中边际机组的缺额成本来设定，例如部分地区是300兆瓦火电机组，部分地区是燃气机组，部分地区是独立储能。

容量市场与现货市场、辅助服务市场以及调度运行的关系

容量市场按照中标容量给容量供应主体支付容量费用，独立于电力现货市场竞争表现，其支付的是可用能力，即电力系统需要调用的时候，应保持可用容量，因此容量供应主体容量市场基本收益是容量市场中标容量与中标价格之积，用于支付其满足强制容量义务付出的成本，除此之外，还需要考量履行容量交付的表现，并承担未履约的考核责任。容量供应主体包括火电、风光新能源机组等各类型主体在内，其中标容量部分，应在电力现货市场全容量申报，即包括新能源在内，其在电力现货市场以及辅助服务市场可被调用的最大出力值应至少覆盖容量市场中标容量大小（对于电能与备用调频辅助服务联合出清的市场，实际上是电能与辅助服务共享该能力）。此外，上述容量资源在不同场景（每日常规调用表现，迎峰度夏、迎峰度冬以及其他极端场景调用表现）的容量调用测试中，交付缺额容量应支付递增的考核费用。

容量市场与调节容量市场、转动惯量市场的关系

容量市场本质上是针对电力系统资源的物理能力特性，以满足电力系统可靠运行能力保障为目标设计的功能性市场（否则就没有必要建设专门的容量市场品种，每个新的市场品种都带来新的运营成本），不同省份或者不同地区，由于源网荷储配置差异较大，可能面临不同的可靠运行能力保障瓶颈。例如有些地区缺的是顶峰容量（满足高峰负荷供应），有的地区缺的是调节容量（峰谷调节能力），有的地区逐步面临缺少惯量容量（满足系统惯量供应），这三者能力之间存在一定的交叉重叠。因此初期可以因地制宜，按照各地系统运行需求，探索建立满足不同可靠运行能力保障需求的容量市场，但不可避免地需要考虑的是，还需要系统性考虑建立一个涵盖多类型需求的容量市场，即对于容量资源提出不同能力维度需求，不同能力特性的容量主体按分类价值贡献获取不同维度容量收益回报，并且解决多个能力维度的收益重叠问题。

容量市场费用与分摊主体的关系

目前的常规思维中，新能源作为不可控电源，需要和用户侧主体一起，承担容量市场费用分摊。但需要考虑的实际情况是，按照各类商品的价值付费已成为核心设计理念，在新能源全面入市参与现货市场的前提下，在电能市场，新能源与其他类型能源已经同质同价（因其与负荷峰谷特性不完全正关联，在电能市场收益表现相对较弱），在有效容量供应价值这个维度，风光等新能源虽然有效容量水平较低，但依然是有效容量的提供主体，是贡献方，不应再作为容量市场费用的分摊主体。此外，由于容量本质上是一个高峰负荷时段的电力供应能力稀缺性问题，用户侧主体容量费用分摊，也不应再以用电量占比，而应以高峰负荷时段容量占比作为基本分摊原则。

容量市场设计的分阶段建设路径思考

正如前文所述，容量市场兼具功能性市场属性与政策性市场属性特征，其建设需要与不同发展阶段的源网荷储结构、国家产业发展导向以及费用承载能力相适应，并不是理论最完美的设计就是最适合的设计。因此，有必要结合市场发展需求，确定市场分阶段建设目标。

第一阶段（火电依然是电量主体，新能源发展迅速），设计目标是实现容量补偿机制平滑过渡。在供应相对宽松的情况下，选择适当的时机和省份，试点探索建立简单且操作性强的容量市场。建立容量市场与电能现货市场的衔接方式以及容量交付表现考核机制，按照用户侧峰值负荷的容量费用分摊机制，实现容量费用获得与容量贡献挂钩、容量费用支付与容量需求挂钩，并解决传统容量资源收益保障难问题。

第二阶段（火电与新能源体量相当），设计目标是对容量资源价值进一步细分，引导激励新能源配储以及独立储能主体。核心要素体现在：市场参与主体方面，除了传统火电主体外，引入新能源以及独立储能参与，其中风电和光伏区分是否配储，常规风光按照全省统一评估有效容量，配储风光可单独评估有效容量，结合备用分区、负荷分区竞价等电力现货与辅助服务市场建设进展，推进各类型容量资源有效性的分地区计算、容量市场的分地区竞争，以及容量费用分摊比例的分地区核算。

第三阶段（新能源成为电量主体），设计目标是容量市场成为引导电源建设和容量资源价值挖掘的主要手段，价格引导资源投资的市场格局基本形成。建立涵盖传统电源、风电、光伏、储能、需求侧响应以及跨省全口径容量资源的容量市场。将可靠性容量、调节容量、惯量容量等不同维度的容量属性统一纳入容量市场体系，为系统容量充裕性提供动态、经济、绿色的可持续发展及保障机制。

电力市场改革既是破解高比例新能源下安全、经济、绿色多目标困境的关键，也是政策、思想、技术的变革过程，目前市场改革取得的关键性进展，体现了国家改革的决心和无数参与者的艰辛努力。改革进入深水区，每一步前行都是突破，电力市场建设的复杂度无比需要国家和社会具有更多的耐心和更高的包容度，用“风物长宜放眼量”的心态来考量电力市场改革的成效，给参与改革者更多实践探索的勇气。作为新型电力系统的关键支柱，期待电力容量市场在政策与技术的双重赋能下，为能源转型提供长效动力，为我国经济社会高质量发展筑牢能源基石。