中国储能网讯：容量充裕度保障机制是电力市场体系中反映系统安全性价值的重要组成部分，也是建设新型电力系统过程中引导电源合理投资、维护电力中长期安全稳定供应的关键机制。随着我国新能源装机占比不断提升，现货市场建设持续加速，以煤电为代表的高边际成本与高可靠性电源生存面临挑战。2023 年底，《关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501 号）出台，标志着煤电进入两部制电价时代，各地方根据煤电功能转型程度，按照统一的煤电固定成本标准与两档固定成本回收比例执行煤电容量电价，有效缓解了煤电成本回收“燃眉之急”。但随着电力市场体系不断健全，当前针对特定电源的直接补偿机制或难以充分发挥协同市场资源配置作用，需进一步向市场化方向转型发展。

当前容量电价机制面临的问题与挑战

机制作用方面，引导资源优化配置作用有待进一步强化。2025年以来，有关新能源全量入市、2025年底前实现电力现货市场全覆盖等政策要求相继提出，电力市场体系建设全面加速，以电能量市场、辅助服务市场、容量保障机制反映电力经济价值、调节性价值与安全性价值的电力市场价值体系基本确立。与电能量、辅助服务市场不同，现行容量电价机制是一种以成本补偿为导向的兜底保障机制，由国家主管部门基于统一的固定成本水平与暂定的两档固定成本回收比例核定价格。尽管其在发电侧结构性转型过程中有效缓解了存量煤电的生存问题，但由于价格形成过程缺少竞争性制度、价格水平不反映系统容量供需形势，在引导容量资源合理配置、保障中长期电力供需平衡与价格稳定等方面的效用存在不足。此外，由于目前固定成本回收比例相对较低，电力中长期价格通常涵盖部分容量成本及其他综合成本，难以最终收敛到现货价格，市场协同配置效应有待进一步提升。

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。但由于不同省份煤电单机规模分布情况、南北方地区煤电供热改造需求、新能源不同占比省份煤电灵活性改造需求等均存在差异，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，两部制电价下，煤电综合收益与容量及电量电价密切相关，而受市场电源结构、边际机组类型、市场力等诸多因素影响，部分地区电能量价格无法完全反映主体真实变动成本，部分主体选择在电能量市场中通过申报涵盖部分固定成本的电量电价回收，因此由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。此外，在全国统一电力市场体系建设背景下，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。

定价模式方面，机制灵活性与拓展性需进一步优化。当前以政府主导的直接补偿模式是电力市场建设初期阶段构建电力容量价值体系的合理模式，但与未来充分竞争的电力市场环境的适应性不足。随着新能源占比持续提升，电能量市场价格预计将持续走低，储能、核电、水电等电源固定成本的回收预计将受到不同程度冲击，将不同类型电力资源纳入机制范围存在合理性与必要性。在国外电力市场中，实施容量保障机制的国家多遵循技术中立原则，依据差异化支撑能力对不同类型电源公平补偿。考虑国内实际，长期以来我国煤电与气电固定成本相对稳定，但不同开发条件的水电与抽水蓄能固定成本差异较大，不同技术代际核电固定成本存在较大区别，储能固定成本预计将持续下降，未来若考虑将各类资源纳入补偿范围，沿用直接补偿模式将面临资源分类复杂、固定成本变化快、回收比例难确定、评估调整周期长等决策难题。

向市场化容量补偿机制过渡的思考

市场化容量补偿机制是发现电力供应安全价值的重要市场工具，通过竞争过程反映不同主体成本水平，通过市场竞争结果形成较为公允的容量电价，为市场主体科学开展投资决策提供支撑，有力提升容量保障机制与电力系统整体运行经济性。在由直接补偿机制向市场化补偿机制过渡过程中，应充分结合电力系统发展实际，衔接历史价格改革成果，适应未来市场发展趋势，合理设计参与主体范围、容量充裕度评估体系与补偿价格机制。

理论上，多类型资源共同参与、同台竞价的市场化补偿机制是以经济方式保障发电容量长期稳定充裕的理想模式。从技术中立角度考虑，煤、水、气、核、储能等传统资源与新能源配储、需求侧响应等新型主体可不同程度地为电力系统提供容量支撑，具备参与市场竞争获得容量补偿的资质。从市场效率考虑，各类资源主体的广泛参与是构建竞争环境与提升价格发现能力的重要条件，而通过市场竞争形成统一的容量补偿价格则是有效反映系统容量供需真实状态、引导调节容量投资的关键信号。从资源配置功能考虑，基于不同类型资源的差异化支撑能力，实施“等价不等量”的补偿水平，可促进低成本、高可靠性资源对高成本、低可靠性资源的替代，实现容量资源结构的优化配置。

国际实践上，各国因市场发展阶段与资源禀赋等差异，采用了不同的市场化容量补偿机制设计。英国与美国部分区域市场市场化程度高，采用自由竞争的容量市场模式，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，以系统长期边际机组固定成本、系统可靠性指标、以及指标对应的系统容量需求为核心要素构建容量商品供需价格曲线，结合市场主体报价情况出清形成统一容量补偿价格。德国基于存量煤电占比高的现状与以气代煤的战略，采用基于招标模式的定向补偿机制，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。

考虑我国资源禀赋，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。容量市场模式的关键定价要素为系统可靠容量的长期边际成本（Long-run Marginal Cost）。英美由于天然气产量丰富、气电为电力市场边际机组，将气电固定成本作为可靠容量的长期边际成本。由于气电固定成本低于煤电、水电、核电等传统支撑性电源，在容量市场同台竞价下，气电可获得相对更高的投资激励。而又因气电变动成本低、相对清洁，因此促进气电投资与发电有利于实现电力系统经济、安全与环保目标的激励相容。与之对比，我国多煤少气、天然气对外依存度与成本高的特点决定了煤电仍将在一定时间内作为支撑电力系统容量的关键资源。由于煤电固定成本相对偏高，若以煤电为容量市场定价机组，同台竞价边际出清模式下气电等将获得超额收益，而受资源约束，超额收益难以有效推动气电对煤电形成容量替代，系统经济性无法进一步提升。若以气电为容量市场定价机组，则煤电将面临补偿不足的问题，不利于保障安全供应。

基于系统性评估与差异化定价的市场化补偿机制有利于在衔接存量政策基础上有效培育市场环境。构建“标准化”的容量商品与其交易体系是建设市场化容量补偿机制的关键措施。商品性质方面，容量商品的供给与需求分别对应各市场主体提供的可靠容量以及特定可靠性指标下满足负荷所需的系统容量，因此建立针对资源类型层面与个体层面的可靠容量评估方法与系统容量充裕度评估机制是构建标准化容量商品的重要前提，而由于容量供需关系是对系统运行状态的客观描述，应将所有具备条件的市场主体纳入可靠容量评估范围，系统性评估容量供给水平。交易体系方面，由于同台竞价与边际定价的经典模式存在适应性缺陷，因此需进一步考虑存量价格政策、不同电源规划方式、资源禀赋等因素，差异化设置市场化补偿机制竞争范围、交易条件与结算方式。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。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。

构建市场化容量补偿机制的建议

加快构建数据统计体系与容量供需评估体系。健全涵盖各电力资源的成本核算与统计体系，加强新型主体与新兴技术固定成本动态跟踪，支撑系统容量长期边际成本准确测算。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。

稳步推动直接补偿机制向市场化容量补偿机制转型。逐步扩大容量补偿范围，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，开展基于同台竞价的市场化容量补偿机制。结合数据统计与评估机制不断完善，持续扩大容量补偿范围，将有效容量评估对象由资源类型向市场主体细化，推动形成多元供给、自由竞争的市场格局，促进新兴技术与商业模式创新优化。

强化补偿机制同存量价格政策与未来市场发展趋势有效衔接。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。结合全国统一电力市场体系演化形态，以紧密联系、集中优化的省区市场为边界，推动市场化容量补偿机制向更大范围延伸，进一步提升市场配置能力。