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新能源时代容量补偿的迫切需求
随着可再生能源比例的快速提高，电力系统面临比从前更大的不确定性。如果仅靠传统的煤电等资源来应对这种波动，调峰成本会过高。而当前的电价机制通常只能反映电量价值，对容量价值的补偿不足，这使得煤电及其他可调节资源缺乏调峰的动力，会抑制新能源的消纳空间。因此，建立容量补偿机制，对可提供容量价值的各类资源进行有效激励，使其在系统需要容量调节时发挥作用，对于新能源高占比电力系统的运营稳定性至关重要。
具体来看，新能源高占比导致电力系统容量调节需求增加的原因主要有两个：一方面，新能源预测难度大，给系统容量规划带来挑战。即使预测技术不断提升，其间歇性还是难以完全消除。这需要备用调节资源具有足够的容量来应对预测误差。另一方面，新能源高峰时段的可利用性较差。光伏发电受时间影响，发电高峰相对固定，难以与负荷高峰时段完全匹配；风电受地域影响，不同地区风电输出高峰错开的可能性大，且存在较大波动性。这意味着新能源可能无法在用电高峰时提供足够的可用容量，而在用电低谷时段又可能会挤占其他电源的经济出力空间。
面对上述挑战，如果不能建立起有效的容量补偿激励机制，电力系统的安全稳定运行就会面临风险。随着低短期边际成本的电力涌入电网，现货市场的低价出清时段会频繁出现，可能不足以支撑煤电机组为主的调节性电源长期运营，煤电提前退出会造成系统可调节容量下降。这种局面既不利于保持系统安全稳定运行，也不利于新能源的经济消纳。因此，全球多个国家和地区已基于此推出了各具特色的容量补偿机制改革方案。这些改革不仅增加了电力系统运营的灵活性，还进一步促进了可再生能源的发展。我国电力体制改革也将推进容量补偿机制建设作为重要工作之一，以适应高比例可再生能源时代的需求。
容量补偿的模式、特点和复杂性
发电容量补偿理论是电力市场理论的一部分，至今已经历了多个发展阶段。发电容量补偿机制的运行基于电力系统的以下几个特点：
1) 电力负荷存在周期性波动，高峰期对系统容量提出更高要求。
2) 可再生能源发电具有不确定性，其输出波动会加剧系统容量需求的波动性。
3) 电源投资存在长期锁定效应，需要考虑未来多年甚至数十年的容量规划。
4) 电力市场中常存在“Missing Money”（收益缺口）问题，使得电量价格难以为电源提供足够的投资回报。
由于上述特点的存在，电力企业在进行发电投资时，会基于平均负荷水平判断，而忽略峰谷差异带来的额外容量需求。这会导致高峰时段系统容量不足。而电量价格又无法弥补这部分成本缺口。发电容量补偿机制可以提供额外的容量收入，弥补电源企业提供备用容量的投资成本，从而激励其考虑峰谷需求差异，投资建设足够的发电容量。
发电容量补偿机制可分为容量市场模式、容量义务模式、战略备用模式和可靠性期权模式。容量市场模式是通过集中交易形成容量价格信号，电源企业根据自身成本状况参与竞价并获得容量收入；容量义务模式是政府强制要求电源企业按一定比例保有备用容量；战略备用模式是指运营商与特定电厂签订备用服务合同，对可调用容量付费；可靠性期权模式是系统运营商或者负荷服务商向资源拥有者购买一定时段的调用权。
这几种模式各有优劣：容量市场模式市场化程度高，但对交易平台要求高；容量义务模式实施简单，但不灵活。战略备用模式运营商可控性强，但涉及直接交易；可靠性期权模式引入了市场竞争，但激励作用有限。在不同改革阶段可以采用不同模式，或者结合使用以兼顾改革进程和资源配置优化，但目的都是提前确定价格，激励备用容量投入，改善电力供需平衡。
通过市场化的容量价格形成机制和严格的容量履约考核措施，可以确保获得补偿的电源企业提供所承诺的可用容量。这为电力系统提供了应对高峰的能力，也为电源企业提供了稳定的投资回报。在实际操作中，不同类型电源的容量补偿机制可以进行差异化设计，但核心思路均遵循提前激励投资，确保可用容量的一致原则。据此，可以尝试从以下几个方面设计发电容量补偿机制的评估指标，主要包括：提高系统灵活性的效果、对电源企业投资激励的作用、不同电源获得补偿的公平性、对用户电价的影响、政策实施的复杂程度、监管能力需求等。
国外容量补偿机制得失
英国于2014年建立了容量市场，是较早开展容量补偿改革的国家之一。其容量市场覆盖了火电、可再生能源、需求响应、储能等多种资源，对新技术参与设置了较低门槛。拍卖获得容量协议的资源需要在紧缺时段提供容量。英国的经验显示，容量市场可以有效提高系统灵活性，但补偿范围过广也存在一定争议。在英国容量市场中，非发电设备——如需求响应和储能等的容量价值主要通过容量拍卖前的预估确定。例如，需求响应资源减少用电量的潜力会通过预先测试确定其在峰谷时段内可提供的最大负荷调节量，并据此折算为等效的发电容量进行拍卖；储能装置也会根据储能系统的充放电能力、响应速度等技术参数，预估其可提供的等效发电容量并参与容量拍卖。
美国PJM电力市场从2007年开始建立RPM（Reliability Pricing Model，可靠性定价模型）容量市场。该市场仅面向发电侧，要求获得容量补偿的发电企业在供电时段内提供与其竞拍获得的容量证书数量相匹配的实际发电容量，同时还建立了严格的容量考核机制，强化履约动力。该模式改善了PJM区域电力供需状况，但也存在过度补偿的问题。PJM市场目前也在探讨放开需求响应和储能的容量资格，明确调用基准、考核要求等，以在高峰时段调用非发电资源，并评估其等效容量贡献。
由此可见，容量市场中并不是简单购买某类技术设备的容量，而是通过衡量不同资源对系统容量需求的满足程度，按效果购买容量产品。不论技术类型如何，关键是在需求高峰时提供减负荷的等效容量。这也体现了容量补偿机制的目的在于激励更多可用容量投入到电力系统中，购买对象应该是具备这一效果的各类资源。
从国外经验看，理想的容量补偿机制需要在电源范围、价格机制、履约检查等方面找到最优平衡点。对新技术的容量补偿也需要审慎设定，确保其增强系统灵活性的同时不产生新的市场扭曲。
煤电容量补偿着眼当下、谋局未来
随着2023年11月《关于建立煤电容量电价机制的通知》的发布，我国煤电容量补偿机制得以确立。该机制实行两部制电价，新增容量电价以补偿煤电的系统调节价值。这一举措对促进煤电改造调峰和保障电力安全具有重要意义。容量电价可以提高煤电灵活性，使之更好服务于系统需求而非追求发电量最大化，同时可为煤电提供长期投资激励，让其获得一定的收入保障。该机制也提高了用户分担调节成本的公平性。这是两部制电价在主力电源上的重要尝试，为后续在更广范围内建立统一的容量补偿机制奠定了政策基础。
当然，这次煤电容量补偿机制的出台，更多是立足解决当下的矛盾与困难，政策具有明确的适用场景和时间窗口，距离真正成为长效性的容量补偿机制，还存在一些值得进一步完善与改进的地方：
第一，煤电容量补偿机制中不同省市之间的容量电价标准存在较大差异，容量电价回收固定成本的比例一些地方为30%，一些为50%。这种容量电价标准不统一的情况，如果长期存在，很可能会导致跨区域之间的煤电资源配置出现一定的失衡与扭曲。未来需要依托全国电力市场的建设进程，逐步统一补偿标准，降低区域间的政策差异。
第二，跨省跨区煤电容量补偿电费的分摊机制还不够明确，不同区域之间如何合理分配容量调节成本在机制上还不清晰。未来需要进一步明确跨区域容量补偿费用分摊的计算方式，使之更加公平合理，减少纠纷风险。
第三，在现货市场体系尚不完善的情况下，煤电容量补偿电价的形成也面临一定监管难度。在缺乏通过竞争性市场交易形成的价格信号的支撑时，政府部门很难判断容量补偿的标准是否适当。未来随着现货市场建设持续推进，可以引入市场化机制优化容量价格的形成，也有助于降低监管难度。
第四，虽然此次政策仅针对煤电容量进行补偿，但设计的出发点还是立足满足电力系统对长期可靠的灵活调节能力的需求。这反映了煤电正加速向调峰电源转型的趋势。未来补偿范围也应逐步扩大到更多经过验证可有效提供容量价值的资源，再结合既有的抽蓄两部制电价规定，“由点到面”统筹形成系统化的容量补偿机制。
可以看出，这次的煤电容量电价机制是一种先导性的尝试。未来还需继续推进电力市场建设，不断完善容量补偿范围、调整价格机制、明确费用分担、提高监管效能等，以形成科学系统、公平高效的容量补偿长效机制，更好地服务电力体制改革进程和能源转型大局。
发电容量补偿机制展望
建立科学合理的容量补偿机制是电力市场化改革的重要内容，也是应对可再生能源高渗透的重要举措。这既需要立足电力系统的基本运行规律，也需要借鉴发达国家的改革经验，并结合我国电力行业的具体情况。
从长远看，随着适应新型电力系统的电力市场机制建设的深入，容量补偿模式也将不断进化，将更多类型的资源纳入其中。未来的容量补偿机制有待进一步完善的几个关键环节包括：
第一，核算容量需求曲线。这需要预测不同电价下用户的容量需求，并将其转化为系统购买容量的需求曲线，应能反映电力供需和容量价格之间的关系，为后续的补偿定价提供依据。
第二，细化容量补偿范围及标准。明确不同类型电源提供容量的计量方法，将更多新兴的可调节资源如储能、虚拟电厂纳入补偿范围，同时还需考虑不同电源的技术特性，提供差异化的容量补偿模式。
第三，构建市场化的容量价格形成机制。随着电力现货市场的发展，可以引入集中竞价的容量市场，形成市场化的容量价格。
第四，健全容量检查考核制度。通过必要的惩罚措施确保电源企业履约，同时防止虚报容量等问题。
第五，协调容量补偿机制与其他政策的关系，如与碳市场、可再生能源政策的关系。
我国正处在能源转型的关键期，容量补偿机制的设计需要兼顾改革进程和技术发展。只有深化理论研究、积极探索实践，持续完善补偿机制，才能激活更多包括可再生能源在内的各类新资源的容量潜力，助力“双碳”目标以更高效经济的方式实现。
