深度 | 构建全容量补偿机制势在必行

“十四五”以来，我国风光发电年度新增装机进入了“亿千瓦级”规模，连续跨越了11个亿级台阶，合计装机由2020年的5.3亿千瓦增加到2025年7月底的16.8亿千瓦，年均增速28%，占到“十四五”以来全国新增电力装机的80%。2024年我国的风光合计装机规模占全球风光总装机的47%，风光新增装机更是占到全球的63%。此前，在容量电价机制缺位的情况下，强制要求发用电双方签订高比例的中长期合同，在事实上扮演了“隐形容量电价”的角色，支撑发电企业回收固定成本，这在市场建设初期起到了“稳价格、保生存”的过渡作用。随着新能源高比例并网，电力系统调节能力不足的瓶颈日益突出，2023年《关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号）落地，我国迈出容量成本回收的第一步，但仅覆盖煤电的机制已难以适应高比例可再生能源接入的系统需求。建设全容量补偿机制，推动容量补偿机制市场化转型，通过市场竞争结果形成较为公允的容量电价，已成为推进能源革命、保障电力系统长期安全与充裕性的必然要求，这不仅是引导资源优化配置、激励灵活调节资源投资的关键举措，更是实现“十五五”乃至更长时期能源平稳转型的制度保障。

以全容量补偿筑牢

电力安全“定盘星”

电力商品可以进一步细分为电量和平衡、调节、可靠性四个维度的属性，其中可靠性商品也可称之为有效容量商品，指在一定周期内（一般为1～2年）最大负荷（1～3次）出现时，能够正常出力顶峰发电的容量商品，其中，燃煤发电是我国电力系统有效容量的主力提供者，约占我国有效容量的80%，同等铭牌容量之下其有效容量是多年调节水电的2倍，是径流水电、风电的10～20倍。全容量补偿机制，顾名思义，多类型资源共同参与、同台竞价，以市场化方式保障发电容量长期稳定充裕。

当前，“不可控”和“不可调”电源产生了新的变动成本，“不可控”主要包括风电、光伏发电和径流式水电，发电出力受一次能源限制而无法自主控制出力；“不可调”主要包括核电、高背压热电和通过直流专项工程输送的外来电，受多重特性限制，一般不进行出力调整。假设，用电需求是瞬息万变的“外卖订单”，数量巨大且波动剧烈（例如午餐高峰），有效容量即电力系统的“高峰备餐能力”，煤电好比“全能主厨”，可以随时开火、稳定输出，风光发电相当于“流动摊贩”，能快速提供廉价甚至免费的菜品，但波动、间歇的运营模式与负荷曲线“多峰多谷”的趋势产生明显冲突，整个电力系统必须维持高昂备用成本以备不时之需。当主要提供有效容量的机组收入无法覆盖成本，就会引起“资金缺失（Missing Money）”，即电能量和辅助服务市场的收益总和无法覆盖全部固定投资成本；长此以往，没有人愿意再投资建设新的有效容量，一旦遇到用电高峰，整个电力系统将无力应对，这就是“市场缺失（Missing Market）”，即潜在投资者预期现有市场机制无法提供足够回报而不愿投资的行为。正因如此，通过容量市场保障长期供电安全，已成为国际电力改革的共识与关键路径，我国于2020年前后出现的大规模停电，也是“资金缺失、市场缺失”问题长期积累后的集中爆发。

与国外先从现货市场起步（全电量优化）、再建设中长期合同避险的路径不同，我国渐进式改革先从中长期交易起步，再慢慢引入现货市场。中国的中长期交易价格，继承自过去的“煤电标杆电价”，其任务是回收发电厂所有的成本，即固定成本+变动成本，类似一个“全家桶”打包价，即便后来执行“基准价+上下浮动”机制，本质仍是“打包”思路的延续。为了推动改革，决策者做出妥协，形成了“少量现货发现价格、中长期高比例稳价”的局面，这导致中长期交易被视作“实物合同”，继续承担回收全成本的重任；而现货市场只被当作处理偏差电量的“配角”，其价格主要反映变动成本。在“双碳”目标下，煤电角色转变，发电小时数大幅下降，例如，广西全区2025年煤电利用小时数仅1836小时，为南方五省区最低。“高比例”中长期交易的逻辑基础已彻底动摇——“实物电量”大幅缩水，这份原本用于稳价的中长期合同，恐沦为“空头支票”。

综合上述多重原因，国家出台了1501号文，专门用来补偿煤电机组无法回收的固定成本。至此，电价的构成演变为三部分：中长期回收大部分固定成本和变动成本，容量电价回收剩余部分固定成本，现货市场回收少部分变动成本。然而，新能源发展速度远超预期，煤电发电小时数进一步降低，导致度电分摊的固定成本越来越高。在电力供大于求时，出现了中长期价格远高于现货价格的怪象，很多人认为，这是因为容量电价给得不够、调整太慢，解决方案是提高容量电价。然而，事实并非如此，真正的问题源于最初的“妥协”：中长期价格里包含了不该其承担的固定成本回收任务，现货价格则丢失了本该反映的供需信号和容量价值。这一矛盾，引发了两个后果，一是由于高比例中长期合同关乎发电企业的基本收益保障，为弥补难以回收的成本，部分企业可能倾向于采取非竞争性报价策略，为维护市场公平，监管部门引入严格的价格浮动限制，这种互动在一定程度上形成了“行政管控—市场反应—进一步强化管控”的循环现象；二是受到较强行政调节的中长期价格，在难以真实反映市场供需动态的同时，也压缩了现货市场的价格发现空间，削弱了分时电价信号的有效性。这种状况使得市场价格既难以对高效投资形成有效引导，也对灵活调节资源的合理配置支持不足。

同时，经过两年多的实践检验，现行的单一煤电容量电价机制，在实践中也逐渐显现出其局限性：机制效果方面，成本补偿合理性与准确性需进一步提升。当前，以核定煤电固定成本每年每千瓦330元、核定固定成本回收比例30%与50%的定价方式具有实施简便、可操作性强的优点，但由于地域资源禀赋差异，全国统一核定的煤电固定成本难以准确反映各地煤电实际成本水平，同时，相同固定成本回收比例确定的容量电价或产生过补偿与欠补偿风险，地方性的过补或欠补还将造成省间利益分配不合理、市场效率扭曲等问题。供需系数为预期最大负荷与合理备用之和除以有效容量（含外来电）总和，从分析测算看，目前广东、云南、贵州、四川等电力供应紧张地区供需系数大于1，处于有效容量不足状态。以四川为例，电力现货价格是最好的“晴雨表”，今年9月四川省出现全天连续负电价，再一次刷新纪录，反映出建立全容量补偿机制的迫切性。

全容量机制建设的

国际经验与借鉴

国际上的电力市场化国家，电力项目投资经济性评价，主要考虑现货市场收入和容量市场收入。其中，电力现货市场提供的位置信号、时序信号，容量市场提供的有效容量价值信号，可以方便且更加可靠地让投资者对投资项目类型、投资项目潜在技术路线、投资地理位置、投资项目的时序选择做出理性判断。

国际相对成熟实践中，实施容量保障机制的国家多遵循技术中立原则，允许发电侧、储能与负荷侧各类资源参与竞争，遵循“同质同价”的商品市场思路，依据差异化支撑能力对不同类型电源公平补偿。以德国为例，一方面，针对在役煤电、气电、储能与可再生能源，由系统运行商通过定期组织的竞争性招标确定补偿对象与补偿价格，中标容量作为容量备用不允许主动参与电力市场交易，另一方面，针对计划退役的燃煤电厂，由系统运行商与其签订最长4年的战略备用合约作为二级备用（不参与电能量市场），要求其在合约期间的特定极端情况下履行临时重启义务。

目前，我国采用集中式电力市场，与美国电力市场较为类似，其中，美国PJM容量市场的主要交易模型为可靠性定价模型，包括1个基本拍卖市场、3个追加拍卖市场和1个双边市场。基本拍卖市场提前3年举行，PJM根据对3年后的负荷预测，组织容量拥有者竞价，以满足电网3年后的机组容量需求，购买容量的费用根据规则分摊给负荷服务商。追加拍卖市场和双边市场主要用于在基本拍卖至执行的三年内，补充无法执行的容量并允许市场主体间进行容量转让。跨市场交易运行方式衔接方面，对于PJM控制区之外的外部发电资源，通过参与PJM容量市场拍卖并中标，从而获得容量电费等收入，那么就意味着其在PJM市场内有容量承诺义务，则根据规则要求必须在PJM的日前市场中作为发电资源进行报价并参与出清，其报价通过市场关口系统提交（不论中长期合同约定的参考结算点在哪里），而其发电计划则通过Exschedule系统提交。国外跨市场交易普遍采取了输电权的方式来分配输电容量，比如PJM中就有固定点对点输电服务和非固定点对点输电服务，从输电通道安排优先级来说，固定点对点输电服务比非固定点对点输电服务有优先级。

PJM容量市场属于典型的“部分容量成本补偿机制+策略报价型电力现货市场”模式。这种模式的核心思想是电力现货市场上限价设置较高，充分考虑电源的机会成本，允许发用电主体根据供需情况进行“策略性”报价。这种模式下，现货价格波动较大，峰谷价差较大，对用户侧负荷引导能力更强，需要各方对价格波动的心理承受能力更强，不要求发电主体根据变动成本进行报价，尽量通过电能量交易回收发电主体的固定成本和变动成本，并获得合理收益。对于边际机组在电力现货市场不能回收的固定成本，建立容量市场，以有效容量为标的，由能够提供有效容量的发电主体和可中断负荷报价形成有效容量的出清价格，容量费用由全体用户承担。容量市场机制在有效容量过剩的情况下，交易价格很低甚至趋近于0，逼迫成本最高的机组退出运行，实现供需均衡，避免用户支付不合理费用。这种模式更像一个“高提成+年终奖”的激励包，“高提成”即策略报价型现货市场，政府允许电厂根据市场供需自由报价；“年终奖”相当于容量市场，确保其固定成本得到回收。

结合我国资源禀赋，采用完全自由化的容量市场模式难以充分实现以经济方式提升容量充裕度的目标。“全容量补偿机制+成本型电力现货市场”起步较为容易，这种模式已经在山东电力市场设计中所采用，核心思想就是对有效容量进行全固定成本补偿，选择典型边际机组的单位投资作为全部机组有效容量的容量补偿价格，容量费用由全体工商业支付，纳入系统运行费收取，同时严格限制发电主体在电力现货市场中的报价水平，要求其不得偏离变动成本，“甘蔗不能两头甜”，自然就要限制在电力现货市场中的收益，所以电力现货市场报价要以变动成本为锚，适当允许上浮比例设定报价。换言之，可以把这种模式想象成“基本工资+严格管控的绩效奖金”的激励制度，“基本工资”相当于容量补偿，确保电厂收回建厂、设备等固定投资，保证发电能力；“绩效奖金”主要在电力现货市场回收，政府对其在现货市场的报价进行限制。但这种模式按变动成本限制发电主体报价，现货峰谷价差较小，无法充分引导发用主体削峰填谷、顶峰压谷。

构建市场化全容量

补偿机制的建议

电力市场机制不是降电价机制，更不是给电源超额回报的设计，电力市场机制的根本目的是以可接受的终端价格水平保证电力系统长期的供应充裕性。

市场化容量机制应当与电力现货市场统一设计。建立全容量补偿机制，电能量市场、辅助服务市场、容量补偿机制等将构成较为完备的电力市场价格体系。三者之间的衔接关系如下：原有的“单一制标杆电量电价”演变为“标杆容量电价”；电能量市场的竞争将真正转变为短期边际成本的竞争，价格上限由边际机组的变动成本决定；容量补偿机制与辅助服务市场保障不同时间尺度发电容量的充裕性，为发电企业提供不同成本的回收途径。

逐步扩大补偿范围，开展基于同台竞价的市场化机制。以市场化程度较高的煤电、气电、电化学储能与增量抽水蓄能起步，对于气电等易存在超额收益的主体类型，可考虑执行超额收益回收等事后结算调整机制，以提升补偿机制经济性。对于市场化程度较低，固定成本回收由批复电价、政府授权合约、机制电价等予以保障的大型水电、核电项目与部分存量新能源，不宜纳入竞价主体范围，在调整有关存量价格机制的前提下，可允许其参与市场化补偿机制。

理顺现货市场和中长期市场的价格成分。让中长期交易从背负的“容量补偿”重担中解放出来，回归其“金融避险工具”的本质。煤电企业在供需平衡（电力平衡）的情况下，电力现货市场收入+辅助服务收入+容量补偿机制收入，就应当能够弥补全部的固定成本和变动成本，此时中长期交易就变成了避险的手段，比例已经变得不再重要。电力市场中的实物商品就是分时电量（电力）、调节（调频和备用）和有效容量，自然实物的商品收入就应该满足生产者回收成本的需要。只有这样，才能较为准确地计算现货市场中不能回收的固定成本，以方便准确地确定容量电价的水平。

加快构建数据统计体系与容量供需评估体系。目前我国既缺乏统一的可靠性评估标准，同时没有相应的可靠性评估方法，这就导致我们在容量市场中无法提出真正的电源需求，无法开展有效的市场竞争。完善电力资源有效容量评估机制与系统容量需求评估机制，明确电力系统可靠性要求与各电力资源有效容量计算方式，支撑标准化容量商品设计与多元主体参与的交易体系建设。在统一核算标准的基础上，逐步将新型储能、虚拟电厂、用户侧可调节负荷等新型调节资源纳入容量电价体系，明确其容量价值的衡量方式和定价规则，将有效容量评估对象由资源类型向市场主体细化。

补偿机制与社会经济发展有效衔接。用户承受能力方面，确保容量补偿机制对终端用电价格的影响处于可控范围，只有将社会成本控制在合理可承受区间，机制才能实现有序推进，这也充分契合我国“改革红利惠及民生”的核心政策导向。对于执行保障性价格机制的市场主体，考虑保障性价格支撑固定成本回收情况，审慎纳入容量补偿范围。对于资源受限型主体（如气电）与特殊运行方式（如以热定电机组）主体，在统一补偿标准的基础上执行差异化结算或回收机制。

构建电力全容量电价机制，是“十五五”新型电力系统建设的关键抓手与核心路径，通过科学界定与优化配置，精准破解“装机冗余与供应紧张”的结构性困局，同时，通过市场信号与价格激励，全面激活多元调节资源的投资活力，成为统筹能源安全与绿色转型，支撑经济社会高质量发展的坚实保障。（本文仅代表作者个人观点）