张涛，胡娱欧，张晶，韩亮，王佩雯，何淼，陈雨果

(1．国家电网公司华北分部，北京市 100053；2．北京清能互联科技有限公司，北京市 100084)

0 引 言

发电资源充裕性与灵活性是高比例风光新能源电力系统保障供电可靠性的两大基石[1-2]。理论上，机制完善、运行良好的“单一能量市场(energy-only market，EOM)”通过完全竞争可以形成准确价格信号，引导电源及时进行投资建设，形成经济、灵活、高效的最优发电资源组合，保障短期供电可靠性和长期发电资源充裕性。然而，国外成熟电力市场实际运行经验表明，由于电力需求缺乏弹性，市场监管价格设置上限等原因，发电资源充裕性无法通过“单一能量市场”提供的价格信号保障[3]。此外，电力系统中新能源渗透率增长会加剧这一现象，进一步影响电力市场可持续性。

我国电力体制改革已进入深水区，电力市场机制设计和市场运行尚不完善。各省市开展了不同形式的中长期电力市场交易与辅助服务市场交易，各试点省份也已逐步完成现货市场方案与规则编制，并先后开展了试运行。我国现货市场主要采用基于机组边际成本的边际定价机制，并且设置了市场出清价格上限，在保障参与现货市场的发电机组的固定成本回收、形成有效引导电源投资建设的电能量价格信号等方面仍在探索。

在当前能源转型背景下，我国长期发电资源充裕性与短期供电可靠性问题较为突出。一方面，相较于欧美国家，我国电力需求仍在持续高速增长。另一方面，我国电力系统正在进行低碳转型，风电、光伏等波动性电源装机总量居全球之首，据中国电力企业联合会统计，2019年我国风电、光伏装机占比高达20.6%[4]。为确保电力供应，并适应波动性、不确定性新能源大规模并网，需要保障电力系统发电资源充裕性与灵活性。然而新能源发电替代了火电机组部分发电空间，减少了火电机组发电时长，同时拉低了电价水平，使得火电机组的收益受损，直接影响电厂和投资商的预期投资回报率(return on investment，ROI)，从而影响投资决策，导致电力系统发电充裕性与供电可靠性受到影响。

因此，低碳电力系统转型过程中自由化电力市场能否提供稳定的投资环境，并最终确保电力供应安全，以及电力市场环境下如何合理设计高比例风光新能源电力系统的容量保障机制是亟待进行深入研究的重要问题。

近年来，伴随可再生能源渗透率不断增加，供电安全问题凸显，容量保障机制设计成为国内外学者关注的重点。文献[5]讨论了法国电力市场容量保障机制和评价模型设计；文献[6]中北美电力可靠性协会( North American Electric Reliability Cooperation, NERC)全面总结了波动性新能源渗透率提高对发电充裕性、可靠性以及批发电力市场设计的影响。文献[7]中欧盟能源监管机构(Agency for the Cooperation of Energy Regulators, ACER)深入研究容量保障机制，讨论了在能源转型背景下，欧美电力市场运行过程中的发电资源充裕性问题与配套容量保障机制。文献[8]提出了南方(以广东起步)电力容量市场机制设计思路。文献[9]讨论了容量市场与能量市场衔接机制中市场力的抑制办法。然而，目前国内探讨现有电力市场框架下新能源发展对容量保障机制设计的影响以及容量保障机制设计原则的相关研究还较少。

本文讨论依托单一能量市场应对未来容量需求增长和灵活性调节能力的局限性分析，探讨在我国设计适应高比例新能源发展的容量保障机制的必要性。通过建立简化发电技术筛选模型，分析高比例波动性新能源发展对电力系统最优发电装机组合与电力市场规则设计的影响与挑战。在调研分析国外容量保障机制的建设目的与具体措施的基础上，本文总结容量保障机制对电能量市场的影响，提出我国容量保障机制设计需要考虑的三要素以及对未来工作的建议。

1 市场环境下高比例新能源电力系统面临的问题

1.1 单一能量市场缺陷

自1980年智利引入竞争性电力市场以来，全球大多数地区对电力产业结构进行了重组，并构建了批发电力市场体系。批发电力市场体系架构如图1所示。

根据国际能源署(International Energy Agency, IEA)总结，大多数国家采用了包含远期市场、日前市场、平衡/实时市场、辅助服务与备用的单一能量市场模式[10]。单一能量市场中，发电企业主要通过生产电量获得收益，少部分发电企业通过期权合同或备用合同等容量相关合同获取收益。

单一能量市场边际定价机制会出现市场失灵现象。单一能量市场中采用边际定价机制，发电机组基于边际成本的报价按升序排列，以通过发用侧供需平衡确定的边际机组价格水平进行定价。这种出清机制下，在电力需求极高时，会出现两种情况：1)当电力供给不能满足需求时，电力需求缺乏弹性，可能出现电力供应缺口，市场供需曲线无法形成交点，市场不能完成出清并释放有意义的价格信号；2)当电力供给足够满足电力需求时，为避免发电企业动用市场力，持留发电能力抬高电价，市场监管者会设置远低于失负荷价值的出清价格上限，导致市场中基荷、腰荷、峰荷电源在尖峰时段的售电收益受损，产生“金钱流失”现象[11]，影响对新容量或替代容量的必要投资，使得电能量市场不能提供足够高的回报来维持足以满足用电需求的容量水平。

图1 批发电力市场体系架构[10]Fig.1 Wholesale power market structure

1.2 高比例新能源发展影响

电力行业作为各国能源转型的重要抓手，可再生能源发电尤其是风电、光伏等发电技术装机容量在全球范围内得以快速增长[12]。

风电、光伏等波动性新能源(variable renewable energy，VRE)发电技术出力特性很大程度受天气影响，不确定性较强，并且会导致系统净负荷的波动性、不确定性增加，影响系统实时电力平衡与短时供电可靠性。随着电力系统中VRE装机比例的提高，在VRE发电出力高时需要更多可以灵活调节出力的发电资源及时降低出力；而在光照不好或风速较低时，VRE发电出力水平低，又需要充足的后备发电资源及时提供发电容量，保障电力实时平衡。

然而矛盾的是，电力系统VRE渗透率越高，越会加剧发电充裕性问题。首先，当VRE与其他发电技术一起参与电力市场时，由于优先排序效应，会导致供应曲线整体向右移动，导致一些传统发电机组无法在市场中中标，年平均发电小时数与售电盈利逐年下降，长期以往将会导致灵活发电资源与后备发电资源因整体收益受损，甚至无法回收固定成本而提前退役，同时影响对这两类电源的投资决策。其次，VRE发展会加剧单一能量市场中“金钱流失”现象。VRE发电边际成本几乎为0，并且大部分国家均为VRE提供了如保障性消纳、优先消纳或补贴政策等。当向电能量市场引入低成本且有补贴的VRE时，市场价格水平可能会达到0甚至为负值水平，进一步恶化了灵活性电源与后备发电资源的收益水平，未来存在发电资源充裕度和灵活调节能力不足风险。

灵活性电源与后备发电资源在应对间歇性和不可预测性的风电、光伏大规模并网中发挥重要的灵活调节与保障供电可靠性的作用。因此，建议引入相应容量保障机制，保证现存灵活性电源与后备发电资源收益，激励增量电源投资建设，维持电力系统发电资源充裕性和供电可靠性。

2 高比例新能源发展对容量保障机制设计的影响

适应高比例新能源发展的容量保障机制设计需要考虑新能源渗透率增加对电力系统发电充裕性的影响。为了量化这一过程，本文通过构建发电技术最优装机容量组合筛选模型，在电力系统负荷需求与发电技术种类、成本不变情况下，分别计算了不同新能源渗透率(0，10%，20%，30%)对应的电力系统热电技术成本最低的最优装机容量组合。

2.1 模型构建

发电企业的全寿命周期成本由固定成本与变动成本构成。固定成本包含材料费、员工工资和折旧费等。变动成本与燃料价格直接相关。不同发电技术的成本结构差异很大。核电、风电和太阳能固定成本较高,变动成本几乎为0，建成后几乎免费发电；而燃煤电厂变动成本(燃料成本和环保费用)约占总成本40%，燃气联合循环发电厂变动成本约占总成本的60%。

筛选曲线模型通过比对各发电技术年度单位容量成本，筛选出最低成本的发电技术容量组合。以年度单位容量成本为纵坐标，以年发电利用小时数为横坐标，以年平均法折算到每年的固定成本为截距，以变动成本为斜率，可以得到各热力发电技术的年单位容量成本与发电利用小时数的关系。该曲线与减去新能源出力后剩余净负荷形成的负荷持续曲线一同组成发电技术最优装机容量组合筛选模型。

2015年德国负荷持续曲线与10%、20%、30%新能源装机占比情况下剩余净负荷持续曲线如图2所示[13]。新能源渗透率增长导致电力系统剩余净负荷曲线整体下移，但受限于新能源的低容量可信度水平，负荷峰值水平并没有很大降低。

图2 发电技术筛选曲线模型Fig.2 Screening curve model

2.2 模型分析

模型输出的最优发电容量组合如表1所示。随着新能源发展，可调度电源总装机容量下降，不同发电企业的投资水平将发生相应调整。电力系统中新能源装机占比达到10%时，在相同负荷水平下，基荷电源(核电)装机降低了7 GW，腰荷电源(燃煤)与峰荷电源(燃气)装机量分别增加了2 GW与3 GW；当新能源装机占比达到20%时，基荷电源(核电)装机降低了17 GW，腰荷电源(燃煤)与峰荷电源(燃气)装机量分别增加了7 GW与6 GW；当新能源装机占比达到30%时，基荷电源(核电)装机降低了30 GW，腰荷电源(燃煤)与峰荷电源(燃气)装机量分别增加了16 GW与8 GW。并且随着新能源渗透率继续增高，可调度的基荷、腰荷与峰荷电源利用小时数进一步减少。

表1 最优发电容量组合Table 1 Optimal generation capacity mixGW

从长期来看，一方面，新能源渗透率提升降低了基荷、腰荷以及峰荷电源的负荷率和利用小时数，不利于电厂日常经营和投资回收。另一方面，新能源发电占比逐步增加，未来对可调电源的定位从当前保障电网容量供应转为保障系统灵活性调节能力。国外也有专家认为，这种现象表明电力市场正在进行向低碳经济结构性转型，要统筹考虑容量保障机制和调节容量保障机制建设[14]。

从短期来看，最优发电容量组合同时会对电能量市场价格产生影响。理论上，电能量市场中发电机组根据边际成本进行报价，根据经济调度与电能量市场优先排序原理，新能源优先发电，剩余净负荷由其他可调度发电技术按成本排序进行经济调度，电能量市场供给优先排序曲线会按照最优发电容量组合生成。不同发电容量组合形成不同的电能量市场供给优先排序曲线，从而影响电能量市场定价。

因此不同发电容量组合会影响各类发电技术成本回收。目前负荷需求弹性有限，由于边际机组定价机制，供需紧张时，市场价格高于边际定价机组的年单位容量成本，这一时期峰荷、腰荷、基荷机组均可回收固定成本；供需宽松时，市场价格较低，峰荷机组、甚至腰荷机组无法回收固定成本。新能源渗透率升高会加剧这一现象，因此设计适应新能源发展的容量保障机制补偿水平时需要充分考虑到新能源渗透率对各类电源利用小时数与能量市场价格的影响。

3 国外电力市场容量保障机制

针对发电充裕性问题，世界各国电力市场正在引入不同形式的容量保障机制或对已有容量保障机制进行改革。

3.1 国外电力市场容量保障机制设计成因与目的

由于各国电力系统资源特点、电网架构、电力市场设计以及对保障供电安全的备用容量需求不尽相同，因此采用容量保障机制的目的各有差异[15]。

法国供电安全保障的关键问题是满足预期内的负荷峰值增长。最近10年，法国用电负荷峰值增长了25%。这是因为法国广泛使用电供暖，电力需求与气温高低相关。在不加重市场力前提下，法国容量保障机制重点保障电力资源充裕性，并通过发展需求侧响应技术增强电力需求弹性，缓解用电高峰时刻供电压力。

德国供电安全保障的问题包括：灵活性电源和后备发电资源缺乏，发用电资源分布不均，输电网络受限等。截至2019年，德国风电、光伏装机比例高达49.9%，部分时段实现用电量100%来自可再生能源发电，导致火电机组利用小时数水平较低，火电企业收益水平低。另外，由于南北输电网络容量限制，德国北部的风电难以输送至南部(特别是巴伐利亚地区)负荷集中地区。因此，德国容量保障机制重点关注输电线路容量充足、负荷集中地区电力容量的投资建设，并充分保障灵活性电源与后备发电资源的可用性。

英国与其他欧洲国家电网互联性较弱，并且面临大规模热电厂退役与可再生能源快速发展。因此英国容量保障机制重点推动新的电网容量投资建设，并且充分保障系统灵活性。

意大利和西班牙等南欧国家与其他欧洲国家输电联络线有限。一方面，这些国家的电力需求逐年下降，持续性面临电力容量供应过剩问题；另一方面，电力系统中可再生能源装机比例不断提高，传统电源的搁置成本回收问题日益凸显。

以上国家出现的问题表明，容量保障机制需要改进，并需要考虑到间歇性可再生能源对电力市场日益增长的动态影响。总体来看，容量保障机制需要达到以下目的：1)解决即将或已经提前退役机组的搁置成本问题；2)为保障长期供电安全，吸引新的电源投资；3)为保障电力实时平衡，提供后备资源。

3.2 国外容量保障机制具体内容与实施

各容量保障机制的关键差异在于容量价格和容量需求的确定办法：即通过传统计划监管模式确定，或基于容量市场的竞争机制形成。容量保障机制可以按以下3个维度进行分类[16-19]。

1)从监管对象上，容量保障机制可分为价格管控和需求管控。价格管控机制下，投资者根据政策相关制定者设定的容量价格确定建设容量。需求管控机制下，根据确定的容量需求，以市场竞争的形式确定容量价格。

2)从保障对象上，容量保障机制可分为面向全体的和面向特定目标。面向全体的机制奖励市场中全部存量和增量电量容量资源，而面向特定目标的机制只针对特定电厂或发电技术。

3)从组织方式上，容量保障机制可分为集中模式和分散模式。集中模式下，容量合约通过集中竞争形式签订；分散模式下，容量合约通过双边协商形式签订。

欧洲电力监管机构ACER定义了以下不同类型的容量保障机制：战略储备、容量收费、容量义务、容量拍卖、可靠性期权和容量收费[20]，如表2所示。每种保障机制都可以根据电力系统与电力市场的发展需要进行进一步延伸变化。

表2 容量保障机制分类Table 2 CRMs classification

电能量市场中的稀缺定价机制可以对发电企业容量成本有一定程度补偿，理论上属于容量保障机制。然而，稀缺定价没有明确的容量收益方式，并且往往与市场上限监管需求相关，不在本文考虑范围内。

1)战略备用机制。

战略备用机制预留备用容量，能够在电力资源极端稀缺的特殊情况下确保电力供应。其实施方式具体如下：首先，电力监管机构或电网调度机构提前确定未来电网容量需求；然后，根据备用资源提供商的投标价格，以备用容量资源成本最低的原则签订合约。缔约电厂的中标容量不再参与电能量市场，仅在电力供应不足时段根据合约调用并支付费用。战略备用机制通常将老旧或即将退役的电厂视作备用资源，成本一般视为输电成本或平衡费用传导到用户侧。

瑞典水电发电量占比较高，水电出力受来水影响大，不确定性较强，加之20世纪90年代末以来瑞典大量核电退役，因此，瑞典引入战略备用机制，解决系统短期容量不足的问题。芬兰、德国、比利时和波兰等国家也采用了战略备用机制。

战略备用机制的容量采购规模小，仅在少数供应短缺时段调用，对电能量市场影响较小。相较于长期合同，战略备用的退出成本较低。然而，备用容量资源不参与电能量市场竞价，使得部分发电资源置于电能量市场规则之外，战略备用机制一定程度上扭曲了电能量市场出清价格，限制市场红利释放空间。

2)容量收费机制。

容量收费机制下，电力监管机构核定提供容量的发电商，核算并支付容量费用。容量费用可以按固定值收取总容量费或按每单位容量收取月度或年度费用。容量费用支付给所有或部分可用的发电容量提供商。

西班牙、葡萄牙、爱尔兰、希腊和意大利等对外输电互联线路较少的电力市场一直采用容量收费机制，阿根廷、巴西、智利和哥伦比亚等拉美国家也引入了容量收费机制。

3)容量拍卖机制。

与战略备用机制类似，容量拍卖也属于一次性干预机制。调度机构根据核定的未来发电容量，根据备用资源提供商的报价，采用拍卖的形式进行集中采购，确定成本最低的容量采购费用。与战略备用机制不同，要求拍卖机制确定的容量参与电能量市场。

英国、美国CAISO、MISO以及PJM、哥伦比亚、巴西和巴拿马均采用了容量拍卖机制。

4)容量义务机制。

容量义务机制属于反向激励的惩罚性机制。电力用户与发电企业根据双方评估的电力需求以及电力监管机构或调度机构确定的系统边际备用水平签订容量义务合约。电力资源紧张时段，约定的资源提供方的容量供应不足时，须根据义务合同支付惩罚性费用。允许持有容量义务合约的市场成员交易容量信用，为发电资源提供商提供额外的收入来源。

法国自2014年开始采用了分散式的容量义务机制。美国ISO-NE、NYISO以及PJM相继引入负荷服务实体(load service entity，LSE)。容量义务与容量市场相关成本优先由LSE承担，再以电费的形式疏导至用户侧。

5)可靠性期权机制。

可靠性期权机制指调度机构或大型用户与发电容量提供商签订包括差价合约(contract for difference，CfD)在内的期权合同。合同周期内极少数电力资源稀缺时段，电能量市场价格p可能飙升并超过合同执行价格s，容量提供者需要向交易对手支付电能量市场价格和合同执行价格之间的差额(p-s)。通过可靠性期权合同，容量提供商放弃了在少数电能量市场尖峰时段获得不确定收益的可能性，但获得了电能量市场收益外更稳定且可预测的期权费。可靠性期权机制中履约价格和容量提供商必须提供的容量需求通常是由电力监管机构设定。此外，可靠性期权不仅是金融合同，还包括电力的实际交付。当电能量市场的价格超过合同执行价格时，容量提供商必须保证合同规定容量的可用性，否则将支付罚款。

意大利、爱尔兰、美国部分市场和哥伦比亚均引入了可靠性期权机制。

3.3 PJM容量保障机制分析

美国 PJM容量市场(又称可靠性定价模型)运行时间相对较长，被视为容量保障机制的典范。美国PJM容量市场机制包括容量市场的需求曲线确定和容量市场结算方式两部分。通过调整需求曲线参数体现全系统容量需求、释放价格指导信号，从而引导发电企业投资及运营；通过容量市场结算可将合理的市场价格传导到用户[21]。

PJM依据新发电资源新进入机组净成本(cost of entry, net CONE)制定容量需求曲线。CONE是指扣除运营成本后的净收入， net CONE是指CONE与PJM能量和辅助服务市场预期收入相抵后的净收入。为避免出现容量过剩，PJM不允许现存容量资源申报价格低于新进入市场资源成本，实现存量与新增容量同台竞争，该机制以更低的容量成本满足系统发电资源充裕性与可靠性要求。表3为2020年PJM容量市场各类型电源net CONE值。

表3 PJM容量市场各类型电源净成本标准[21]Table 3 2020 net CONE values for different resource types in PJM RPM

PJM现行的容量机制从2007年实现以来运行平稳，有效刺激了发电侧投资。2019年容量市场在PJM的批发市场成本中占比为22.4%。但由于该机制核心需求曲线主要依据PJM过去的运营经验制定，具有一定的主观随意性，对未来容量充裕度下新增发电净成本的预估准确度实际会影响市场价格水平。

3.4 国外电力市场容量保障机制的设计要素

国外容量保障机制设计主要考虑了以下3个要素：

1)容量需求水平确定。现阶段，反映用户容量需求与对供电可靠性偏好的有效市场机制尚未形成，容量需求水平一般由电力监管部门或调度机构基于对供电可靠性的评估，以行政规划形式确定所需的备用容量裕度。

国际上通常按照以下步骤确定系统备用容量裕度，从而确定容量需求：首先，采用概率模拟，如蒙特卡洛模拟，来估算失负荷概率(loss of load probability, LOLP)、失负荷期望(loss of load expectation, LOLE)、电力不足小时数(loss of load hours, LOLH)或缺供电量期望(expected unserved energy, EUE)等电力系统供电可靠性标准。不同地区可靠性标准不同，例如欧盟部分成员国规定电力不足小时数为每年3～4 h，北美地区更多采用十年一遇准则，即10年内发生停电事故不超过1次(LOLE为0.1)或10年内发生停电事故时间不超过24 h(年度LOLH为2.4 h)，澳大利亚目前采用缺供电量期望(EUE)为0.002%作为可靠性标准，即10万kW·h电力需求中停电电量低于2 kW·h。然后，基于可靠性标准形成规划备用裕度。例如NERC要求火电为主的系统备用裕度不低于15%，水电为主的系统不低于10%。最后，根据电力系统负荷峰值与备用容量裕度之和确定系统容量需求。

2)确定价格形成机制。集中竞争是形成价格最高效的方式。容量拍卖、容量义务等面向全体的容量保障机制，需要构建考虑发电资源充裕性与激励新投资所需的补偿水平的容量需求曲线，由容量提供商根据可提供容量水平进行竞争。战略备用等面向特定目标的容量保障机制需要明确集中竞争中应考虑的成本。

3)选取合理的发电资源。不同发电技术提供发电容量的可靠性不同，燃气机组启停和爬坡速度快，负荷跟随能力强，容量可信度较高。风电虽然在某些时段有较高的负荷系数，但由于风速等气象因素影响，出力的间歇性与波动性较强，在电力需求紧张时不能保证容量可用性，容量可信度较低(如表4)。因此，设计容量保障机制时应当选择合理的发电资源。

表4 美国电力市场风电容量可信度与计算方法[22]Table 4 Wind capacity credit and calculation methods in US

4 对我国容量保障机制设计的建议

我国正处于能源转型的重要阶段，电网容量裕度整体来看比较充足，但系统灵活调节资源不足，可再生能源消纳压力持续增加，系统运行灵活性问题正成为制约我国清洁能源进一步发展的主要问题。引导可再生能源在系统中的高比例应用，在保障电网安全稳定运行的前提下，促进可再生能源大规模充分利用，是我国容量保障机制设计需要达成的目标。

4.1 我国电力系统灵活性与可靠性现状

2009—2019年我国发电装机容量构成与发电量占比构成如表5、6所示[23]。近十年来，我国清洁能源产业快速发展，风电和光伏装机容量已达全球第1。但相较于欧美高比例新能源电力系统，我国新能源发电量占比仍较低。一方面，我国风电光伏资源与用电负荷整体呈远距离逆向分布，本地化充分消纳难度大；另一方面，我国电源结构中调节能力较强的燃气电厂和有蓄水能力的水电装机规模较小，并且其中有相当一部分为受“以热定电”限制的热电联产机组，系统灵活性有限。

系统运行可靠性方面，2018年我国全口径用户平均停电时间为4.77 h/户[24]，落后欧美国际领先水平国家和地区，供电可靠性位于第2梯队(如图3所示)，电力系统发电设备、供电设备可靠性有待进一步提升。

表5 2009—2019年中国发电装机构成Table 5 China installed capacity Mix during 2009—2019TW

表6 2009—2019年中国发电量构成占比Table 6 China generation percentage by technology during 2009—2019

4.2 区域容量保障机制协调

自2015年新一轮电力体制改革以来，在“统一市场，两级运作”的电力市场框架体系下，省内市场与省间市场建设协同开展。省内市场定位为优化省内资源配置，确保电力供需平衡与电网安全稳定运行；省间市场定位为促进可再生能源跨省消纳和省间余缺互济，实现送端省份省内富余电力在全国范围优化配置。

引入容量保障机制时，应考虑外部容量资源对供电安全、电力系统经济效率、输电联络线容量分配以及电能量市场竞争等方面的影响，并重点研究区域容量保障机制与现货电能量市场的衔接。如图4所示，A、B两区通过联络线互联，其中，A区电源装机容量高于其负荷峰值，B区电源装机容量不能满足其负荷峰值，存在高峰电力缺口，市场价格高。若B区在电能量市场之外设置了允许外部容量资源参与的容量保障机制，则A区的发电资源出于逐利诉求，会更倾向于参与B区电力市场，发电投资商也会更倾向于在B区进行新的电源建设，长期来看可能导致A、B两地的容量充裕度水平发生变化。

图3 2018年各国用户平均停电时间对比[24]Fig.3 SAIDI global comparison

图4 区域外容量资源交换Fig.4 Cross-zone capacity resource exchange

4.3 欧美经验对我国的启示

1)容量保障机制设计。

参考欧美电力市场容量保障机制经验，容量保障机制包含以下环节：

(1) 明确供电可靠性标准，对电力市场范围内的发电资源充裕性进行评估，对容量需求进行测算；

(2) 明确电力系统容量的需求水平与发电容量价格机制确定方式；

(3) 明确容量资源提供方，包括由发电侧提供或由用户侧提供，由存量电源提供或增量电力提供，由本地资源提供或外部资源提供；

(4) 评估各类型容量资源的影响和容量保障机制实施成本，最终确定各类容量资源参与方式。

2)提升电力系统新能源发电量占比方式。

新能源发电量占比增加可以通过提升电力系统灵活性与引导新能源参与市场交易2种方式实现。

通过电力市场释放合理的价格信号，引导远距离输电线路、灵活性调节电源、需求侧响应资源的合理投资，激励现有火电机组进行灵活性改造，增加系统发用两侧的供需弹性，提升我国电力系统灵活性和清洁能源利用水平，适应新能源大规模并网，支撑我国能源结构转型。

为引导新能源参与市场交易，应当推进统一电力市场框架下现货市场建设，设置符合新能源出力特性的高频次短时交易品种，提高新能源的市场参与主动性和积极性，在更大市场范围充分消纳新能源。

3)从区域的视角考虑容量保障机制构建。

在当前“统一市场，两级运作”的电力体制改革背景下，容量保障机制应当从区域甚至全国范围的容量资源协调，实现电力资源的最优化配置。可以通过以下两种方式构建区域容量保障协调机制：结合输电联络线容量限制，在区域内各电力系统评估各自发电充裕性时考虑相邻电力系统的电力容量贡献；通过在区域范围内制定统一的可靠性标准，统一评估区域整体容量需求，从而实现区域范围内容量资源的优化配置。

5 结 语

本文在电力市场设计对电力系统发电充裕性与电力市场自身可持续性的影响分析基础上，通过量化分析新能源的引入对电力系统最优装机组合的影响，讨论了新能源渗透率对单一电力市场各类电源成本回收的影响，证明了容量保障机制的必要性；通过对比分析国外容量保障机制设计驱动因素与目的，并以美国PJM为例分析了PJM RPM容量保障机制，以便了解各容量保障机制的共性与差异，同时总结了国外经验对我国容量保障机制设计的启示，为我国在电力市场环境下适应新能源发展的容量保障机制设计提供了参考。

本文分析表明，采用容量保障机制驱动因素差异很大，主要取决于电力系统资源特点、电网架构、电力市场设计以及对保障供电安全的备用容量需求。但无论采用哪种容量保障机制设计，其最终目的都是对电力批发市场进行补充，以保障发电资源充裕性与供电可靠性，从而维持电力系统与电力市场的可持续性。而关于容量保障机制设计中具体可靠性标准制定、新能源发电可靠性核算、容量需求测算、容量价格形成机制、需求侧响应的参与方式以及省内容量保障机制设计与省间市场协调机制等问题都有待进一步深入研究。