4、如何实现容量成本回收：容量成本补偿是我国主要机制，调节性资源需通过容量成本回收机制获取保障性收益，容量成本回收机制主要可以分 为稀缺定价机制、容量成本补偿机制和容量市场三类；根据国家电力调度控制中心编写的 《电力现货市场 101 问》，对于单一电能量市场，发电机组只有在发电时才能通过电量电 价获得收益，然而在当下新型电力系统中，对于确保系统可靠性所需要的某些发电机组， 运行时间相对较短、总体发电量较低，比如抽水蓄能、天然气发调峰机组、新型储能等， 这些发电机组对电力系统的维稳作用不能通过其生产的电能量来衡量，必须在较短的运行 时段内回收全部投资成本，因而需引入容量成本回收机制。根据国家发展改革委 2020 年 发布的《容量成本回收机制工作指引》，容量成本回收机制主要可分为稀缺定价机制、 容量成本补偿机制和容量市场三类具体地区采用哪种容量成本回收机制需因地制宜。
1）稀缺定价机制直接提升电能量价格。稀缺定价机制是指在系统电能和备用稀缺的 情况下提高电能价格。在指定现货市场价格上限时，允许系统短时间内出现极高的价格尖 峰，这种机制主要适用于对高电力价格风险承受力强的地区。问题在于，稀缺电价仅反映 短时的供需，会给系统的长期容量充裕度，以及发电投资带来较大的风险。目前主要有美 国得州和澳大利亚采用该机制。 美国得州独立电网采用稀缺电价机制，易导致极端情况下的天价电费。美国得州电网因 独立于美国东部联合电网和西部联合电网，与附近各州电网没有互联，因此在遭遇极端条件 （如极端天气）时，很难从其他电网获取电力支援，叠加得州采用稀缺电价机制，没有容量 电价，通过需求紧缺时的短时间内尖峰电价回收投资成本，在极端情况下容易导致电费高昂。 2021 年 2 月得州极寒天气事件下，因极端低温导致的大范围机组非计划停运和用户负荷的 增加，导致得州电网频率偏离正常值，在低于临界值时，系统采用了切负荷的方式维持电网 频率的稳定。与此同时，得州电网运营商网站上的数据显示，得州电力可靠性委员会（ERCOT） 运营的电网实时批发市场价格最高达到 9000 美元/兆瓦时，约合人民币 58 元/千瓦时，极端 天气前的 2 月 10 日，价格低于 50 美元/兆瓦时，电价暴增 180 倍；美国得州稀缺电价机制虽能起到相应的激励作用，但也说明了稳定电力供应与合理价 格机制的重要性。通过稀缺电价，一方面解决了资金缺失问题，刺激了发电机组可靠性投 资，同时也能够在真正需要发电机组时提供实时激励。有观点认为 2021 年得州的极寒天 气停电事件主要由于稀缺电价机制没有激励足够的备用容量投资，但是实际上，根据美国 当地时间 2021 年 11 月 16 日 FERC 发布的停电事故分析报告，停电事故的核心原因是发电侧在极端天气下的故障导致的大面积非计划停运，据 FERC 发布的停电事故分析报告统 计，44%的故障是由极端低温、冻雨天气直接造成的，31%的故障与发电机组的燃料密切 相关，21%为与低温相关的机组内部机械系统、电气系统故障，如系统零部件在低温下发 生的脆裂，2%的故障是与输配电系统相关的电网侧故障。这说明，导致极端环境停电的主 因并不是容量不足而是机组故障。但同时，这也说明稳定电力供应和良好价格机制的重要 性，我们认为稳定的电力供应是保障生产生活的基础，同时，合理的价格机制可以减少产 生“天价”电费的可能性。

2）容量成本补偿机制是以行政手段形成容量电价，适用于电力市场发展初期。在政 府相关主管部门的指导下，通过对单位容量补偿标准和各发电机组可补偿容量的核算，实 现对发电容量成本的合理补偿，主要适用于电力市场发展初期，经济社会和金融市场仍欠 发达的地区。该机制具备较好的理论基础和实践经验，能够有序引导发电容量投资，优化 资源配置。智利、西班牙、以及我国的山东采用容量补偿机制。 智利容量成本补偿机制是对现货市场的有效补充，帮助机组回收固定成本。智利现货 市场与欧美等国不同，所有发电企业不报价，只需上报可用容量及其运行成本（其中，燃 煤、燃气机组需提交燃料供应合同），发电侧现货市场运营中心审核运行成本。现货市场 以总发电成本最小为目标，基于某时点的系统负荷和机组发电边际成本进行安全经济调度， 边际出清形成电能量市场价格。当由较高的变动成本设定市场价格时，变动成本较低的发 电企业除了能够在现货市场回收其变动成本外，还能够回收部分固定成本；而市场中变动 成本最高的机组只能从现货市场回收其变动成本。因此，为帮助发电企业回收固定成本，智利通过监管机构制定的容量价格为发电企业提供容量补偿，从而对竞争性发电侧现货市 场起到补充作用。 智利容量补偿机制的操作流程分三个步骤：1. 决定容量电价，由智利国家能源委员会 决定容量电价；2. 决定补偿容量，智利国家电力调度机构决定发电企业能够获得补偿的容 量；3. 费用结算，进行容量补偿费用结算。
3）容量市场是以市场竞争的方式形成容量电价，实现发电容量成本回收。容量市场 是竞争性电力市场的有机组成，适用于电能量市场发展相对完善的地区。但是容量市场的 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。英国、法国、 美国 PJM（PJM INT.，L.L.C.）、NYISO（New York Independent System Operator）、ISO-NE （ISO New England）等电力市场中已建立容量市场。
我国采用容量补偿机制，有三个核心原因：

（1）为什么不用稀缺电价机制？我国总体电价受限，不适合采用稀缺电价机制。①负 荷侧价格敏感度不高，我国电力价格偏低，短期来看，大多数电力负荷对价格敏感度不高， 这部分负荷用电超过可用发电容量时，只能采用拉闸限电或切负荷的方式进行管制，这种 情况需要使用行政手段设定市场的出清价格，如果价格设定存在缺陷，将会影响发电容量 投资的积极性，因此需要对发电容量投资进行额外的容量补偿；②电能和辅助服务价格受 限，不能反映供需紧张下的价格水平，市场的某些特点以及监管机制可能限制电能价格和 辅助服务价格，不能充分反映供需紧张情况下的价格水平，这将会导致发电容量即使在电力供应短缺时回报仍低于合理水平，将导致发电容量投资不足；③投资风险较大，考虑到 发电业务的风险结构，比如在电力供应相对短缺时，供需情况微小变化会对发电机组利润 产生重大影响，需要协调降低投资者风险。

（ 2）为什么目前没有容量市场？容量市场要与电力现货市场接轨，国内电力现货市场 仍不够成熟。容量市场作为电力现货市场和辅助服务市场的有效补充，因涉及容量机组的 投资，属于中长期市场，与短期电力现货市场间需要实现良好衔接，而我国电力现货市场 仍不够成熟，要将基于长期固定建设成本的市场和基于短期边际成本的市场实现衔接平衡， 让参与市场的机组实现较好的盈利，尚存在难度。

（3）为什么采用容量补偿机制？与我国电力现货市场建设初级阶段的国情更契合。容 量成本补偿机制能够保障容量电价长期稳定，对终端价格的影响是可控的，实施的成本和 风险较低，市场化程度不足，但这恰恰与我国目前处于电力市场建设初级阶段的国情相契 合，与此同时，我国电改措施从出台到落地，还需要执行一定的行政性措施保障，容量成 本补偿机制正是一种行政性较强的机制。对于市场化程度较高的容量市场，仍需探索设计 差异化的容量市场机制，以兼顾公平和效率。

5、我国谁因容量电价受益——源储侧：煤电机组、抽水蓄能、天然气发电、部分新型储能实行容量电价；在发电侧和储能侧， 已经实施容量电价的储能和发电设施主要包括：煤电机组、抽水蓄能、天然气发电、部分 地区新型储能。

1）煤电机组方面，2023 年 11 月 8 日容量电价新政策落地。

2）2023 年 10 月 12 日国家 发改委、国家能源局发布《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》，明确提出， 推动开展各类可靠性电源成本回收测算工作，煤电等可靠性电源年平均利用小时数较低的 地区可结合测算情况，尽快明确建立容量补偿机制时间节点计划和方案。

3）2023 年 11 月 8 日，国家发改委、国家能源局发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》，政策指出，用 于计算容量电价的煤电机组固定成本全国统一为 330 元/kW·年，不同地区的回收比例不 同，当前主要为 30%和 50%，对应 100 元/kW·年和 165 元/k；