甘肃电力市场容量电价补偿机制

2025年7月14日，甘肃省发布《关于建立发电侧容量电价机制的通知（征求意见稿）》，其中明确提出在2026年建立容量电价补偿机制。“建立市场化的发电容量成本回收机制”最先是2022年初，中国国家发展和改革委员会和国家能源局印发的《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（即118号文件）的要求，并提出了几种“方式”，包括“容量补偿机制、容量市场、稀缺电价等。”

三种容量补偿机制

根据国际经验，面对未来以新能源为主的电力市场，按照容量回收容量成本已经成为电力市场发展的趋势。国内外现阶段的发电侧容量补偿机制以容量电价补偿机制、稀缺定价机制、容量市场机制为主，大多数发达经济体的容量电价机制处于由容量补偿电价机制到容量市场机制的过渡过程中，部分发达国家已经完成容量市场建设。

1容量补偿机制

容量补偿机制是对发电企业的装机容量或可用容量进行直接补偿以刺激发电投资的方法。在该机制下，由政府或监管机构根据负荷预测、对用户停电损失的评估、要求的系统可靠性水平和发电机组的可用性等因素，确定容量电价，每月根据发电侧容量情况进行结算。

2容量市场

容量市场机制不同于容量补偿机制中由行政定价确定补偿金额，该模式是将资源可用容量作为交易标的，通过市场竞争形成容量补偿价格。多种资源经评估以可靠容量参与到容量市场竞标，从而获得补偿费用。

3稀缺电价机制

稀缺电价模式是将电能量市场价格上限与负荷成本挂钩，通过电能量市场供需紧张而产生的高电价，一定程度反映所在地区发电容量的充裕程度。整体的原理是当发电侧供应不足的时候，商品的价格会自动地上升。而稀缺定价机制的关键点就是引入一台松弛（slack）或虚拟（virtual）机组，其报价为无穷大，通过引入这个松弛机组，协同优化程序总是能够找到一个可能的解，市场总是能够出清，电能量和各种辅助服务的价格能够确定。

甘肃市场情况与现阶段的选择

1甘肃市场情况

2025年上半年甘肃全省发电量1193亿千瓦时，其中新能源发电量617.9亿千瓦时，占总发电量的51.79%。截至7月,全省发电装机容量11121.27万千瓦，其中新能源装机8169.56万千瓦，占总装机容量的73.46%。从上述数据中可明确了解到，新能源已成为甘肃电力市场的重要组成部分。

受甘肃省地形特点影响，河东地区因狭管效应和干旱气候，风光资源优异，得天独厚的条件推动酒泉、张掖等地建成千万千瓦级风电基地和百万千瓦级光伏集群。从而形成了大规模的风力光伏发电厂在河东地区，而大量的工业负荷建设在河西地区的景象。

2成本回收机制的选择

（1）稀缺电价不适合甘肃市场

鉴于甘肃独特的电网情况，河东河西地区的供需不平衡，极其容易引发阻塞，从而导致河东节点价格高于河西地区，上图所示为2025年2月和3月甘肃省全月节点均价分布图。

在此情况下，若采用稀缺电价机制，在发生阻塞时，河东地区的节点电价更是会远远高于河西，这样既不利于河东地区的工业用户，同时也损害了河西地区的发电企业的利益，不利于甘肃电力市场的长期建设。

在国际上已经有过类似的例子，美国德州等州采取稀缺电价机制，采用电量电价回收成本，不存在容量电价。虽然可以依靠灵活的电力市场充分反映容量电量价值，但是自由度极高，容易形成影响系统安全稳定运行的隐患。比如2019年8月12至13日，美国德州批发市场电价飙升，12日下午每兆瓦时的电费高达6537.45美元(约46元/kWh)，13日下午每兆瓦时的电费高达9000美元(约63元/kWh)，严重损害了用户的利益，给电力市场带来了巨大的冲击。

（2）容量市场机制对日前来说难度大，可行性低

容量市场的核心是明确市场容量需求和量化标准，目前我国现货市场还没有统一的可靠性评估标准，同时也没有相应的可靠性评估方法；国际上可靠性评估方法也存在显著差异，各国之间相关技术路径的争议始终存在。

在这方面，日本的建设进程较为领先，其上网电价的模式已经由FIT（固定电价制）转型为RPS（市场配额制）模式，且已经实现了容量方面的市场化，建立了较为完善的容量市场反映容量价值，并据此回收容量成本。但日本对用户的分类的精细化程度远超美国，法国等发达国家，除按照行业特性细分市场外，还按照电压等级、用电容量、用电量、负荷特性等指标进行细分，负荷特性又分季节、峰、工作日在不在家、周末在不在家等众多情况。而我国的发用电规模远超日本，日本经验在我国明显推行难度大，且具体实施过程是否便捷，能否保证用户接受度仍有待商榷。

（3）容量补偿机制是最适解

随着新型电力系统建设的加快，甘肃地区火电装机比例逐年降低，新能源装机比例不断提高，在双碳目标和电力保供的双重约束下，电力市场内的火电机组的定位逐渐由主体性电源转向基础保障性和系统调节性电源。与此同时，新型电力系统中由于新能源占比较高，安全保供问题逐渐显现，火电托底保供重任凸显，在未来很长一段时间，火电仍将在电力系统中占据不可或缺的地位，因此必须出台合理的容量成本补偿机制保障相关企业运营和投资的积极性。

相较于国外一些电力市场化程度较高的国家地区，甘肃地区选择的容量电价机制确实更为稳定可靠，能够暂时满足目前电力系统发展的容量成本回收需求。

容量补偿机制以1-2年为周期逐年测算供需系数等参数，大幅降低了对容量需求确定的难度；同时由政府确定补偿价格上限，有效地为高成本发电企业回收固定成本。

根据征求意见稿，容量电价机制在甘肃的对发电侧的补偿表现可以简化为下面的需求曲线。

当规划指出系统需要额外的单位容量来满足市场需求时，容量补偿机制就会让边际容量资源有足够的收益来进入系统。“足够的收益” 往往按照“容量补偿电费”来计算，它等于当年净负荷达到最大净负荷90%以上时段对应可调出力最小值期望获得的收入。当系统供应过剩时，容量供需系数会降低，容量电费应该降低，如果过剩严重，可能会不断降低，为多余资源的退役提供价格信号。

总结

在现有情况下，甘肃电力市场实施容量补偿机制是建立市场化的发电容量成本回收机制“最适解”，在目前新能源装机占比高达73%的情况下，系统可靠性下降，电网对调节电源的需求愈发迫切，容量补偿机制有效保证了调节电源固定成本的回收，也对增量机组投资起到有效的刺激作用。

相较于容量市场和稀缺定价机制，实操可行性高，在当前电能量市场建设尚未完全成熟的背景下尤为关键。从机制的建设风险上看，容量补偿机制的系统可补偿容量可由政府主管部门结合经济形势、市场供需等因素适度调整，降低了机制的建设风险，发电企业在容量补偿机制下，实行公平统一的容量电价补偿标准，为发电企业提供较为明确的收入预期。同时随着现货市场申报限价降低，抑制火电的抬价行为，可以预料到现货市场价格会随之有所降低，确保改革市场惠及民生，实现容量补偿机制的平稳过渡。