適應高比例新能源發展的電力市場容量保障機制分析

張濤，胡娛歐，張晶，韓亮，王佩雯，何淼，陳雨果

(1．國家電網公司華北分部，北京市 100053；2．北京清能互聯科技有限公司，北京市 100084)

0 引 言

發電資源充裕性與靈活性是高比例風光新能源電力系統保障供電可靠性的兩大基石[1-2]。理論上，機制完善、運行良好的“單一能量市場(energy-only market，EOM)”通過完全競爭可以形成準確價格信號，引導電源及時進行投資建設，形成經濟、靈活、高效的最優發電資源組合，保障短期供電可靠性和長期發電資源充裕性。然而，國外成熟電力市場實際運行經驗表明，由于電力需求缺乏彈性，市場監管價格設置上限等原因，發電資源充裕性無法通過“單一能量市場”提供的價格信號保障[3]。此外，電力系統中新能源滲透率增長會加劇這一現象，進一步影響電力市場可持續性。

我國電力體制改革已進入深水區，電力市場機制設計和市場運行尚不完善。各省市開展了不同形式的中長期電力市場交易與輔助服務市場交易，各試點省份也已逐步完成現貨市場方案與規則編制，并先后開展了試運行。我國現貨市場主要采用基于機組邊際成本的邊際定價機制，并且設置了市場出清價格上限，在保障參與現貨市場的發電機組的固定成本回收、形成有效引導電源投資建設的電能量價格信號等方面仍在探索。

在當前能源轉型背景下，我國長期發電資源充裕性與短期供電可靠性問題較為突出。一方面，相較于歐美國家，我國電力需求仍在持續高速增長。另一方面，我國電力系統正在進行低碳轉型，風電、光伏等波動性電源裝機總量居全球之首，據中國電力企業聯合會統計，2019年我國風電、光伏裝機占比高達20.6%[4]。為確保電力供應，并適應波動性、不確定性新能源大規模并網，需要保障電力系統發電資源充裕性與靈活性。然而新能源發電替代了火電機組部分發電空間，減少了火電機組發電時長，同時拉低了電價水平，使得火電機組的收益受損，直接影響電廠和投資商的預期投資回報率(return on investment，ROI)，從而影響投資決策，導致電力系統發電充裕性與供電可靠性受到影響。

因此，低碳電力系統轉型過程中自由化電力市場能否提供穩定的投資環境，并最終確保電力供應安全，以及電力市場環境下如何合理設計高比例風光新能源電力系統的容量保障機制是亟待進行深入研究的重要問題。

近年來，伴隨可再生能源滲透率不斷增加，供電安全問題凸顯，容量保障機制設計成為國內外學者關注的重點。文獻[5]討論了法國電力市場容量保障機制和評價模型設計；文獻[6]中北美電力可靠性協會( North American Electric Reliability Cooperation, NERC)全面總結了波動性新能源滲透率提高對發電充裕性、可靠性以及批發電力市場設計的影響。文獻[7]中歐盟能源監管機構(Agency for the Cooperation of Energy Regulators, ACER)深入研究容量保障機制，討論了在能源轉型背景下，歐美電力市場運行過程中的發電資源充裕性問題與配套容量保障機制。文獻[8]提出了南方(以廣東起步)電力容量市場機制設計思路。文獻[9]討論了容量市場與能量市場銜接機制中市場力的抑制辦法。然而，目前國內探討現有電力市場框架下新能源發展對容量保障機制設計的影響以及容量保障機制設計原則的相關研究還較少。

本文討論依托單一能量市場應對未來容量需求增長和靈活性調節能力的局限性分析，探討在我國設計適應高比例新能源發展的容量保障機制的必要性。通過建立簡化發電技術篩選模型，分析高比例波動性新能源發展對電力系統最優發電裝機組合與電力市場規則設計的影響與挑戰。在調研分析國外容量保障機制的建設目的與具體措施的基礎上，本文總結容量保障機制對電能量市場的影響，提出我國容量保障機制設計需要考慮的三要素以及對未來工作的建議。

1 市場環境下高比例新能源電力系統面臨的問題

1.1 單一能量市場缺陷

自1980年智利引入競爭性電力市場以來，全球大多數地區對電力產業結構進行了重組，并構建了批發電力市場體系。批發電力市場體系架構如圖1所示。

根據國際能源署(International Energy Agency, IEA)總結，大多數國家采用了包含遠期市場、日前市場、平衡/實時市場、輔助服務與備用的單一能量市場模式[10]。單一能量市場中，發電企業主要通過生產電量獲得收益，少部分發電企業通過期權合同或備用合同等容量相關合同獲取收益。

單一能量市場邊際定價機制會出現市場失靈現象。單一能量市場中采用邊際定價機制，發電機組基于邊際成本的報價按升序排列，以通過發用側供需平衡確定的邊際機組價格水平進行定價。這種出清機制下，在電力需求極高時，會出現兩種情況：1)當電力供給不能滿足需求時，電力需求缺乏彈性，可能出現電力供應缺口，市場供需曲線無法形成交點，市場不能完成出清并釋放有意義的價格信號；2)當電力供給足夠滿足電力需求時，為避免發電企業動用市場力，持留發電能力抬高電價，市場監管者會設置遠低于失負荷價值的出清價格上限，導致市場中基荷、腰荷、峰荷電源在尖峰時段的售電收益受損，產生“金錢流失”現象[11]，影響對新容量或替代容量的必要投資，使得電能量市場不能提供足夠高的回報來維持足以滿足用電需求的容量水平。

圖1 批發電力市場體系架構[10]Fig.1 Wholesale power market structure

1.2 高比例新能源發展影響

電力行業作為各國能源轉型的重要抓手，可再生能源發電尤其是風電、光伏等發電技術裝機容量在全球范圍內得以快速增長[12]。

風電、光伏等波動性新能源(variable renewable energy，VRE)發電技術出力特性很大程度受天氣影響，不確定性較強，并且會導致系統凈負荷的波動性、不確定性增加，影響系統實時電力平衡與短時供電可靠性。隨著電力系統中VRE裝機比例的提高，在VRE發電出力高時需要更多可以靈活調節出力的發電資源及時降低出力；而在光照不好或風速較低時，VRE發電出力水平低，又需要充足的后備發電資源及時提供發電容量，保障電力實時平衡。

然而矛盾的是，電力系統VRE滲透率越高，越會加劇發電充裕性問題。首先，當VRE與其他發電技術一起參與電力市場時，由于優先排序效應，會導致供應曲線整體向右移動，導致一些傳統發電機組無法在市場中中標，年平均發電小時數與售電盈利逐年下降，長期以往將會導致靈活發電資源與后備發電資源因整體收益受損，甚至無法回收固定成本而提前退役，同時影響對這兩類電源的投資決策。其次，VRE發展會加劇單一能量市場中“金錢流失”現象。VRE發電邊際成本幾乎為0，并且大部分國家均為VRE提供了如保障性消納、優先消納或補貼政策等。當向電能量市場引入低成本且有補貼的VRE時，市場價格水平可能會達到0甚至為負值水平，進一步惡化了靈活性電源與后備發電資源的收益水平，未來存在發電資源充裕度和靈活調節能力不足風險。

靈活性電源與后備發電資源在應對間歇性和不可預測性的風電、光伏大規模并網中發揮重要的靈活調節與保障供電可靠性的作用。因此，建議引入相應容量保障機制，保證現存靈活性電源與后備發電資源收益，激勵增量電源投資建設，維持電力系統發電資源充裕性和供電可靠性。

2 高比例新能源發展對容量保障機制設計的影響

適應高比例新能源發展的容量保障機制設計需要考慮新能源滲透率增加對電力系統發電充裕性的影響。為了量化這一過程，本文通過構建發電技術最優裝機容量組合篩選模型，在電力系統負荷需求與發電技術種類、成本不變情況下，分別計算了不同新能源滲透率(0，10%，20%，30%)對應的電力系統熱電技術成本最低的最優裝機容量組合。

2.1 模型構建

發電企業的全壽命周期成本由固定成本與變動成本構成。固定成本包含材料費、員工工資和折舊費等。變動成本與燃料價格直接相關。不同發電技術的成本結構差異很大。核電、風電和太陽能固定成本較高,變動成本幾乎為0，建成后幾乎免費發電；而燃煤電廠變動成本(燃料成本和環保費用)約占總成本40%，燃氣聯合循環發電廠變動成本約占總成本的60%。

篩選曲線模型通過比對各發電技術年度單位容量成本，篩選出最低成本的發電技術容量組合。以年度單位容量成本為縱坐標，以年發電利用小時數為橫坐標，以年平均法折算到每年的固定成本為截距，以變動成本為斜率，可以得到各熱力發電技術的年單位容量成本與發電利用小時數的關系。該曲線與減去新能源出力后剩余凈負荷形成的負荷持續曲線一同組成發電技術最優裝機容量組合篩選模型。

2015年德國負荷持續曲線與10%、20%、30%新能源裝機占比情況下剩余凈負荷持續曲線如圖2所示[13]。新能源滲透率增長導致電力系統剩余凈負荷曲線整體下移，但受限于新能源的低容量可信度水平，負荷峰值水平并沒有很大降低。

圖2 發電技術篩選曲線模型Fig.2 Screening curve model

2.2 模型分析

模型輸出的最優發電容量組合如表1所示。隨著新能源發展，可調度電源總裝機容量下降，不同發電企業的投資水平將發生相應調整。電力系統中新能源裝機占比達到10%時，在相同負荷水平下，基荷電源(核電)裝機降低了7 GW，腰荷電源(燃煤)與峰荷電源(燃氣)裝機量分別增加了2 GW與3 GW；當新能源裝機占比達到20%時，基荷電源(核電)裝機降低了17 GW，腰荷電源(燃煤)與峰荷電源(燃氣)裝機量分別增加了7 GW與6 GW；當新能源裝機占比達到30%時，基荷電源(核電)裝機降低了30 GW，腰荷電源(燃煤)與峰荷電源(燃氣)裝機量分別增加了16 GW與8 GW。并且隨著新能源滲透率繼續增高，可調度的基荷、腰荷與峰荷電源利用小時數進一步減少。

表1 最優發電容量組合Table 1 Optimal generation capacity mixGW

從長期來看，一方面，新能源滲透率提升降低了基荷、腰荷以及峰荷電源的負荷率和利用小時數，不利于電廠日常經營和投資回收。另一方面，新能源發電占比逐步增加，未來對可調電源的定位從當前保障電網容量供應轉為保障系統靈活性調節能力。國外也有專家認為，這種現象表明電力市場正在進行向低碳經濟結構性轉型，要統籌考慮容量保障機制和調節容量保障機制建設[14]。

從短期來看，最優發電容量組合同時會對電能量市場價格產生影響。理論上，電能量市場中發電機組根據邊際成本進行報價，根據經濟調度與電能量市場優先排序原理，新能源優先發電，剩余凈負荷由其他可調度發電技術按成本排序進行經濟調度，電能量市場供給優先排序曲線會按照最優發電容量組合生成。不同發電容量組合形成不同的電能量市場供給優先排序曲線，從而影響電能量市場定價。

因此不同發電容量組合會影響各類發電技術成本回收。目前負荷需求彈性有限，由于邊際機組定價機制，供需緊張時，市場價格高于邊際定價機組的年單位容量成本，這一時期峰荷、腰荷、基荷機組均可回收固定成本；供需寬松時，市場價格較低，峰荷機組、甚至腰荷機組無法回收固定成本。新能源滲透率升高會加劇這一現象，因此設計適應新能源發展的容量保障機制補償水平時需要充分考慮到新能源滲透率對各類電源利用小時數與能量市場價格的影響。

3 國外電力市場容量保障機制

針對發電充裕性問題，世界各國電力市場正在引入不同形式的容量保障機制或對已有容量保障機制進行改革。

3.1 國外電力市場容量保障機制設計成因與目的

由于各國電力系統資源特點、電網架構、電力市場設計以及對保障供電安全的備用容量需求不盡相同，因此采用容量保障機制的目的各有差異[15]。

法國供電安全保障的關鍵問題是滿足預期內的負荷峰值增長。最近10年，法國用電負荷峰值增長了25%。這是因為法國廣泛使用電供暖，電力需求與氣溫高低相關。在不加重市場力前提下，法國容量保障機制重點保障電力資源充裕性，并通過發展需求側響應技術增強電力需求彈性，緩解用電高峰時刻供電壓力。

德國供電安全保障的問題包括：靈活性電源和后備發電資源缺乏，發用電資源分布不均，輸電網絡受限等。截至2019年，德國風電、光伏裝機比例高達49.9%，部分時段實現用電量100%來自可再生能源發電，導致火電機組利用小時數水平較低，火電企業收益水平低。另外，由于南北輸電網絡容量限制，德國北部的風電難以輸送至南部(特別是巴伐利亞地區)負荷集中地區。因此，德國容量保障機制重點關注輸電線路容量充足、負荷集中地區電力容量的投資建設，并充分保障靈活性電源與后備發電資源的可用性。

英國與其他歐洲國家電網互聯性較弱，并且面臨大規模熱電廠退役與可再生能源快速發展。因此英國容量保障機制重點推動新的電網容量投資建設，并且充分保障系統靈活性。

意大利和西班牙等南歐國家與其他歐洲國家輸電聯絡線有限。一方面，這些國家的電力需求逐年下降，持續性面臨電力容量供應過剩問題；另一方面，電力系統中可再生能源裝機比例不斷提高，傳統電源的擱置成本回收問題日益凸顯。

以上國家出現的問題表明，容量保障機制需要改進，并需要考慮到間歇性可再生能源對電力市場日益增長的動態影響?？傮w來看，容量保障機制需要達到以下目的：1)解決即將或已經提前退役機組的擱置成本問題；2)為保障長期供電安全，吸引新的電源投資；3)為保障電力實時平衡，提供后備資源。

3.2 國外容量保障機制具體內容與實施

各容量保障機制的關鍵差異在于容量價格和容量需求的確定辦法：即通過傳統計劃監管模式確定，或基于容量市場的競爭機制形成。容量保障機制可以按以下3個維度進行分類[16-19]。

1)從監管對象上，容量保障機制可分為價格管控和需求管控。價格管控機制下，投資者根據政策相關制定者設定的容量價格確定建設容量。需求管控機制下，根據確定的容量需求，以市場競爭的形式確定容量價格。

2)從保障對象上，容量保障機制可分為面向全體的和面向特定目標。面向全體的機制獎勵市場中全部存量和增量電量容量資源，而面向特定目標的機制只針對特定電廠或發電技術。

3)從組織方式上，容量保障機制可分為集中模式和分散模式。集中模式下，容量合約通過集中競爭形式簽訂；分散模式下，容量合約通過雙邊協商形式簽訂。

歐洲電力監管機構ACER定義了以下不同類型的容量保障機制：戰略儲備、容量收費、容量義務、容量拍賣、可靠性期權和容量收費[20]，如表2所示。每種保障機制都可以根據電力系統與電力市場的發展需要進行進一步延伸變化。

表2 容量保障機制分類Table 2 CRMs classification

電能量市場中的稀缺定價機制可以對發電企業容量成本有一定程度補償，理論上屬于容量保障機制。然而，稀缺定價沒有明確的容量收益方式，并且往往與市場上限監管需求相關，不在本文考慮范圍內。

1)戰略備用機制。

戰略備用機制預留備用容量，能夠在電力資源極端稀缺的特殊情況下確保電力供應。其實施方式具體如下：首先，電力監管機構或電網調度機構提前確定未來電網容量需求；然后，根據備用資源提供商的投標價格，以備用容量資源成本最低的原則簽訂合約。締約電廠的中標容量不再參與電能量市場，僅在電力供應不足時段根據合約調用并支付費用。戰略備用機制通常將老舊或即將退役的電廠視作備用資源，成本一般視為輸電成本或平衡費用傳導到用戶側。

瑞典水電發電量占比較高，水電出力受來水影響大，不確定性較強，加之20世紀90年代末以來瑞典大量核電退役，因此，瑞典引入戰略備用機制，解決系統短期容量不足的問題。芬蘭、德國、比利時和波蘭等國家也采用了戰略備用機制。

戰略備用機制的容量采購規模小，僅在少數供應短缺時段調用，對電能量市場影響較小。相較于長期合同，戰略備用的退出成本較低。然而，備用容量資源不參與電能量市場競價，使得部分發電資源置于電能量市場規則之外，戰略備用機制一定程度上扭曲了電能量市場出清價格，限制市場紅利釋放空間。

2)容量收費機制。

容量收費機制下，電力監管機構核定提供容量的發電商，核算并支付容量費用。容量費用可以按固定值收取總容量費或按每單位容量收取月度或年度費用。容量費用支付給所有或部分可用的發電容量提供商。

西班牙、葡萄牙、愛爾蘭、希臘和意大利等對外輸電互聯線路較少的電力市場一直采用容量收費機制，阿根廷、巴西、智利和哥倫比亞等拉美國家也引入了容量收費機制。

3)容量拍賣機制。

與戰略備用機制類似，容量拍賣也屬于一次性干預機制。調度機構根據核定的未來發電容量，根據備用資源提供商的報價，采用拍賣的形式進行集中采購，確定成本最低的容量采購費用。與戰略備用機制不同，要求拍賣機制確定的容量參與電能量市場。

英國、美國CAISO、MISO以及PJM、哥倫比亞、巴西和巴拿馬均采用了容量拍賣機制。

4)容量義務機制。

容量義務機制屬于反向激勵的懲罰性機制。電力用戶與發電企業根據雙方評估的電力需求以及電力監管機構或調度機構確定的系統邊際備用水平簽訂容量義務合約。電力資源緊張時段，約定的資源提供方的容量供應不足時，須根據義務合同支付懲罰性費用。允許持有容量義務合約的市場成員交易容量信用，為發電資源提供商提供額外的收入來源。

法國自2014年開始采用了分散式的容量義務機制。美國ISO-NE、NYISO以及PJM相繼引入負荷服務實體(load service entity，LSE)。容量義務與容量市場相關成本優先由LSE承擔，再以電費的形式疏導至用戶側。

5)可靠性期權機制。

可靠性期權機制指調度機構或大型用戶與發電容量提供商簽訂包括差價合約(contract for difference，CfD)在內的期權合同。合同周期內極少數電力資源稀缺時段，電能量市場價格p可能飆升并超過合同執行價格s，容量提供者需要向交易對手支付電能量市場價格和合同執行價格之間的差額(p-s)。通過可靠性期權合同，容量提供商放棄了在少數電能量市場尖峰時段獲得不確定收益的可能性，但獲得了電能量市場收益外更穩定且可預測的期權費?？煽啃云跈鄼C制中履約價格和容量提供商必須提供的容量需求通常是由電力監管機構設定。此外，可靠性期權不僅是金融合同，還包括電力的實際交付。當電能量市場的價格超過合同執行價格時，容量提供商必須保證合同規定容量的可用性，否則將支付罰款。

意大利、愛爾蘭、美國部分市場和哥倫比亞均引入了可靠性期權機制。

3.3 PJM容量保障機制分析

美國 PJM容量市場(又稱可靠性定價模型)運行時間相對較長，被視為容量保障機制的典范。美國PJM容量市場機制包括容量市場的需求曲線確定和容量市場結算方式兩部分。通過調整需求曲線參數體現全系統容量需求、釋放價格指導信號，從而引導發電企業投資及運營；通過容量市場結算可將合理的市場價格傳導到用戶[21]。

PJM依據新發電資源新進入機組凈成本(cost of entry, net CONE)制定容量需求曲線。CONE是指扣除運營成本后的凈收入， net CONE是指CONE與PJM能量和輔助服務市場預期收入相抵后的凈收入。為避免出現容量過剩，PJM不允許現存容量資源申報價格低于新進入市場資源成本，實現存量與新增容量同臺競爭，該機制以更低的容量成本滿足系統發電資源充裕性與可靠性要求。表3為2020年PJM容量市場各類型電源net CONE值。

表3 PJM容量市場各類型電源凈成本標準[21]Table 3 2020 net CONE values for different resource types in PJM RPM

PJM現行的容量機制從2007年實現以來運行平穩，有效刺激了發電側投資。2019年容量市場在PJM的批發市場成本中占比為22.4%。但由于該機制核心需求曲線主要依據PJM過去的運營經驗制定，具有一定的主觀隨意性，對未來容量充裕度下新增發電凈成本的預估準確度實際會影響市場價格水平。

3.4 國外電力市場容量保障機制的設計要素

國外容量保障機制設計主要考慮了以下3個要素：

1)容量需求水平確定?，F階段，反映用戶容量需求與對供電可靠性偏好的有效市場機制尚未形成，容量需求水平一般由電力監管部門或調度機構基于對供電可靠性的評估，以行政規劃形式確定所需的備用容量裕度。

國際上通常按照以下步驟確定系統備用容量裕度，從而確定容量需求：首先，采用概率模擬，如蒙特卡洛模擬，來估算失負荷概率(loss of load probability, LOLP)、失負荷期望(loss of load expectation, LOLE)、電力不足小時數(loss of load hours, LOLH)或缺供電量期望(expected unserved energy, EUE)等電力系統供電可靠性標準。不同地區可靠性標準不同，例如歐盟部分成員國規定電力不足小時數為每年3～4 h，北美地區更多采用十年一遇準則，即10年內發生停電事故不超過1次(LOLE為0.1)或10年內發生停電事故時間不超過24 h(年度LOLH為2.4 h)，澳大利亞目前采用缺供電量期望(EUE)為0.002%作為可靠性標準，即10萬kW·h電力需求中停電電量低于2 kW·h。然后，基于可靠性標準形成規劃備用裕度。例如NERC要求火電為主的系統備用裕度不低于15%，水電為主的系統不低于10%。最后，根據電力系統負荷峰值與備用容量裕度之和確定系統容量需求。

2)確定價格形成機制。集中競爭是形成價格最高效的方式。容量拍賣、容量義務等面向全體的容量保障機制，需要構建考慮發電資源充裕性與激勵新投資所需的補償水平的容量需求曲線，由容量提供商根據可提供容量水平進行競爭。戰略備用等面向特定目標的容量保障機制需要明確集中競爭中應考慮的成本。

3)選取合理的發電資源。不同發電技術提供發電容量的可靠性不同，燃氣機組啟停和爬坡速度快，負荷跟隨能力強，容量可信度較高。風電雖然在某些時段有較高的負荷系數，但由于風速等氣象因素影響，出力的間歇性與波動性較強，在電力需求緊張時不能保證容量可用性，容量可信度較低(如表4)。因此，設計容量保障機制時應當選擇合理的發電資源。

表4 美國電力市場風電容量可信度與計算方法[22]Table 4 Wind capacity credit and calculation methods in US

4 對我國容量保障機制設計的建議

我國正處于能源轉型的重要階段，電網容量裕度整體來看比較充足，但系統靈活調節資源不足，可再生能源消納壓力持續增加，系統運行靈活性問題正成為制約我國清潔能源進一步發展的主要問題。引導可再生能源在系統中的高比例應用，在保障電網安全穩定運行的前提下，促進可再生能源大規模充分利用，是我國容量保障機制設計需要達成的目標。

4.1 我國電力系統靈活性與可靠性現狀

2009—2019年我國發電裝機容量構成與發電量占比構成如表5、6所示[23]。近十年來，我國清潔能源產業快速發展，風電和光伏裝機容量已達全球第1。但相較于歐美高比例新能源電力系統，我國新能源發電量占比仍較低。一方面，我國風電光伏資源與用電負荷整體呈遠距離逆向分布，本地化充分消納難度大；另一方面，我國電源結構中調節能力較強的燃氣電廠和有蓄水能力的水電裝機規模較小，并且其中有相當一部分為受“以熱定電”限制的熱電聯產機組，系統靈活性有限。

系統運行可靠性方面，2018年我國全口徑用戶平均停電時間為4.77 h/戶[24]，落后歐美國際領先水平國家和地區，供電可靠性位于第2梯隊(如圖3所示)，電力系統發電設備、供電設備可靠性有待進一步提升。

表5 2009—2019年中國發電裝機構成Table 5 China installed capacity Mix during 2009—2019TW

表6 2009—2019年中國發電量構成占比Table 6 China generation percentage by technology during 2009—2019

4.2 區域容量保障機制協調

自2015年新一輪電力體制改革以來，在“統一市場，兩級運作”的電力市場框架體系下，省內市場與省間市場建設協同開展。省內市場定位為優化省內資源配置，確保電力供需平衡與電網安全穩定運行；省間市場定位為促進可再生能源跨省消納和省間余缺互濟，實現送端省份省內富余電力在全國范圍優化配置。

引入容量保障機制時，應考慮外部容量資源對供電安全、電力系統經濟效率、輸電聯絡線容量分配以及電能量市場競爭等方面的影響，并重點研究區域容量保障機制與現貨電能量市場的銜接。如圖4所示，A、B兩區通過聯絡線互聯，其中，A區電源裝機容量高于其負荷峰值，B區電源裝機容量不能滿足其負荷峰值，存在高峰電力缺口，市場價格高。若B區在電能量市場之外設置了允許外部容量資源參與的容量保障機制，則A區的發電資源出于逐利訴求，會更傾向于參與B區電力市場，發電投資商也會更傾向于在B區進行新的電源建設，長期來看可能導致A、B兩地的容量充裕度水平發生變化。

圖3 2018年各國用戶平均停電時間對比[24]Fig.3 SAIDI global comparison

圖4 區域外容量資源交換Fig.4 Cross-zone capacity resource exchange

4.3 歐美經驗對我國的啟示

1)容量保障機制設計。

參考歐美電力市場容量保障機制經驗，容量保障機制包含以下環節：

(1) 明確供電可靠性標準，對電力市場范圍內的發電資源充裕性進行評估，對容量需求進行測算；

(2) 明確電力系統容量的需求水平與發電容量價格機制確定方式；

(3) 明確容量資源提供方，包括由發電側提供或由用戶側提供，由存量電源提供或增量電力提供，由本地資源提供或外部資源提供；

(4) 評估各類型容量資源的影響和容量保障機制實施成本，最終確定各類容量資源參與方式。

2)提升電力系統新能源發電量占比方式。

新能源發電量占比增加可以通過提升電力系統靈活性與引導新能源參與市場交易2種方式實現。

通過電力市場釋放合理的價格信號，引導遠距離輸電線路、靈活性調節電源、需求側響應資源的合理投資，激勵現有火電機組進行靈活性改造，增加系統發用兩側的供需彈性，提升我國電力系統靈活性和清潔能源利用水平，適應新能源大規模并網，支撐我國能源結構轉型。

為引導新能源參與市場交易，應當推進統一電力市場框架下現貨市場建設，設置符合新能源出力特性的高頻次短時交易品種，提高新能源的市場參與主動性和積極性，在更大市場范圍充分消納新能源。

3)從區域的視角考慮容量保障機制構建。

在當前“統一市場，兩級運作”的電力體制改革背景下，容量保障機制應當從區域甚至全國范圍的容量資源協調，實現電力資源的最優化配置?？梢酝ㄟ^以下兩種方式構建區域容量保障協調機制：結合輸電聯絡線容量限制，在區域內各電力系統評估各自發電充裕性時考慮相鄰電力系統的電力容量貢獻；通過在區域范圍內制定統一的可靠性標準，統一評估區域整體容量需求，從而實現區域范圍內容量資源的優化配置。

5 結 語

本文在電力市場設計對電力系統發電充裕性與電力市場自身可持續性的影響分析基礎上，通過量化分析新能源的引入對電力系統最優裝機組合的影響，討論了新能源滲透率對單一電力市場各類電源成本回收的影響，證明了容量保障機制的必要性；通過對比分析國外容量保障機制設計驅動因素與目的，并以美國PJM為例分析了PJM RPM容量保障機制，以便了解各容量保障機制的共性與差異，同時總結了國外經驗對我國容量保障機制設計的啟示，為我國在電力市場環境下適應新能源發展的容量保障機制設計提供了參考。

本文分析表明，采用容量保障機制驅動因素差異很大，主要取決于電力系統資源特點、電網架構、電力市場設計以及對保障供電安全的備用容量需求。但無論采用哪種容量保障機制設計，其最終目的都是對電力批發市場進行補充，以保障發電資源充裕性與供電可靠性，從而維持電力系統與電力市場的可持續性。而關于容量保障機制設計中具體可靠性標準制定、新能源發電可靠性核算、容量需求測算、容量價格形成機制、需求側響應的參與方式以及省內容量保障機制設計與省間市場協調機制等問題都有待進一步深入研究。