发电容量充裕性是保证电力系统可靠供电的关键。随着间歇性可再生能源的发展，发电容量充裕性问题再一次受到电力市场设计的广泛关注。对比了澳大利亚南部、美国德克萨斯州和美国宾夕法尼亚-新泽西-马里兰州3个典型电力市场区域保证发电容量充裕性的方法，包括交易时序和价格机制的设计，以及对应的信息披露、市场力控制和风险规避机制等配套机制。

不同方法的选择应充分考虑市场环境的差别。从预测能力、成本监审能力、信息要求和用户特性出发，提出不同充裕性机制的适应性，并分析相应的配套机制。最后，结合当前的电力市场改革环境，对我国电力市场建设提出了相应的政策建议。

电力市场面临的一个长期挑战是如何保证发电容量的充裕性。一般商品市场可通过市场价格信号调节资源配置，但电力商品的特殊性使得长期的电力供需平衡问题变得复杂：

1）发电行业的投资成本大、投资回报周期长，且现货市场下的电价波动大，投资面临较大的风险。

2）现有技术条件下具有实时价格响应能力的用户较少，整体的电力需求价格弹性小，一般通过降低备用、裁减负荷等方式实现电力稀缺时段的供需平衡，但市场价格无法反映真实的停电损失或用电效益。

3）从电力系统和社会稳定的角度出发，政府或监管机构倾向于设定较高的可靠性水平，但同时又希望设置较低的价格上限。

基于以上问题，电力市场需要一些特殊的设计来提供有效的发电投资信号。在间歇性可再生能源高速发展的情况下，发电容量充裕性问题变得更加突出。文献对低碳转型背景下实现电力系统充裕性的相关经验进行了系统介绍。

目前主流的方法分为两大类。第一类是纯能量市场稀缺定价机制，允许电力稀缺情况下的电能量价格远高于机组的可变成本，其中高于可变成本的部分为稀缺收益，发电机组可以从中回收部分固定成本。稀缺价格可以通过市场主体的报价形成，也可以通过政府或监管机构事先设定的备用需求曲线形成。第二类是容量市场，即增加发电容量产品，电力市场通过双边交易、集中拍卖等方式获得未来几年的可用发电容量。发电企业提供容量产品获得容量费，从而回收部分固定成本。本文将以上方法统称为发电充裕性机制，简称充裕性机制。

从当前世界各国电力市场的实践经验看，尽管对发电容量充裕性的重要性都有共识，但是在具体的交易时序、价格机制和相关配套机制设计上均存在较大差异。

市场设计是一个体系，不同充裕性机制的选择需结合现货市场交易模式、社会环境、市场结构等环境统筹考虑。现有研究充裕性机制的文章大多集中在介绍不同充裕性机制设计的原理和具体规则上，如同一类充裕性机制在不同地区间的异同、某一特定地区实现充裕度的具体做法、或通过市场运行经验分析不同地区的充裕性机制实施效果。

以上研究一方面缺乏对不同充裕度机制的系统性比较，另一方面较少考虑充裕性机制与市场中其他相关环节设计的关系。有文献通过多代理或系统动力学仿真分析相同市场环境下不同类型充裕性机制的优劣，但也没有分析与其他市场环节的适应性。

我国本轮电力市场改革从2015年开始，改革的内容已经从售电开放、中长期市场逐渐到现货市场的建设，大多数市场设计的研究重点在能量市场出清机制及结算机制设计，目标是实现现有电网、电源结构下的资源优化配置。当前的研究对如何保证发电合理的收益水平，如何保证长期的供电可靠性和降低长期的供电成本较少考虑。国际电力市场的经验表明，电力市场设计必须要考虑对发电投资的激励，否则可能出现周期性的发电过剩与短缺、严重时会造成重大停电损失。

在第一轮电力市场改革中，已有部分学者对保证发电容量充裕性的基本理论、方法进行了讨论。本轮电改下，市场环境发生了变化，需要尽快结合国外的经验和我国的具体情况对发电容量充裕性问题进行系统的研究和讨论。

本文首先分析了澳大利亚南部、美国德克萨斯州(以下简称美国德州)和美国宾夕法尼亚-新泽西-马里兰州(以下简称美国PJM)的3个典型电力市场充裕性机制的交易时序和价格机制，介绍了相应的配套机制，包括信息披露、市场力控制和价格风险防范机制。然后，提炼不同充裕性机制的区别，并分析不同充裕性机制的适应性。在此基础上就我国现阶段电力市场改革中的发电容量的充裕性问题提出相关建议。

1.纯能量市场稀缺定价

澳大利亚南部的国家电力市场(以下简称澳大利亚电力市场)和美国德州电力市场实施了稀缺定价机制，但对应的机制设计有很大区别。本节对这两种机制进行介绍和对比分析。为了方便讨论，后文中将澳大利亚的稀缺定价机制称为市场稀缺电价机制，将美国德州的稀缺定价机制称为价格增量机制。

1.1澳大利亚

澳大利亚电力市场中的发电投资信号来源于现货市场的电能量稀缺价格，其关键环节和交易时序如图1所示。

1.1.1现货市场时序

现货市场只有实时市场，没有日前市场，从日前16:00开始对次日交易进行滚动预出清并向市场主体发布出清结果，发电主体可以在此期间修改报价，但必须注明修改的理由。发电主体的结算价格为实时出清的节点边际价格。澳大利亚电力市场的发电投资信号完全取决于实时市场的电能量价格。

1.1.2价格机制

实时市场的发电侧报价为纯电量形式，不区分启停、空载和可变成本，报价上限为13800澳元/(MW·h)，远高于机组的可变成本。结算价格为电能量的节点边际价格。

其中一个显著的特点是：稀缺价格信号完全由发电主体的报价形成。也就是说，发电主体的电能量报价可以远高于可变成本，从而反映电力稀缺的机会成本。

1.1.3信息披露机制

由于稀缺电价完全由发电主体的报价形成，市场需要提供全面、透明的市场信息，以反映真实的供需情况、促进市场的充分竞争。一方面可以减少市场成员滥用市场力的行为，避免出现异常的高价;另一方面可以向市场成员反映系统的真实稀缺情况，引导合理的经济持留，促进稀缺价格的产生。

澳大利亚的中期和短期充裕度评估、滚动预出清和报价信息公开的方式为市场主体提供了充分的市场信息。

1）系统充裕度评估。包括中期充裕度评估和短期充裕度评估，中期充裕度评估机制每周发布1次未来24个月反映每日状态的评估数据，短期评估每2h发布1次关于未来6日每0.5h的评估数据，数据内容包括考虑发电停运和检修计划的可用发电容量、负荷预测、备用情况等。

2）滚动预出清。每0.5h发布未来1天内每30min的预调度安排和出清价格，每5min发布未来1h内每5min的预调度安排和出清价格。

3）报价信息公开。市场主体的报价信息在运行日后1天公开发布。

以上多种方式促进市场信息的透明、公开，从而引导发电主体的合理报价。澳大利亚电力市场的管制环节相对较少，这与多方面的信息公开机制密不可分。

1.1.4市场力控制机制

在电力稀缺时段，发电主体的电能量报价可以远高于实际的可变成本，从而抬高稀缺时段的电能量价格，以反映投资成本。这是一种经济持留的市场力行为，属于临时市场力，在澳大利亚电能量市场中允许存在。

但是，监管机构需要保证市场的合理竞争，防止市场力滥用。上述信息公开机制能够起到缓解市场力的作用。除此之外，为避免频繁出现稀缺价格，导致发电企业获得高额利润，澳大利亚电能量市场规则中设计了收益限制方案，根据稀缺价格出现的频率调整报价上限：如果稀缺价格出现频率高于一个阈值，报价上限将降为300澳元/(MW·h)。

1.1.5价格风险防范机制

澳大利亚实时市场价格的波动性和不确定性给发电主体和用户带来风险。市场风险是阻碍发电投资的主要因素之一。如果没有相应的风险规避工具，那么市场难以引导合理的发电投资。这是“缺失市场”(missing market)的问题：市场设计中有合适的市场和机制激励市场主体投资，但由于风险的存在投资仍受到阻碍。

市场主体可通过中长期交易来规避价格风险，包括但不限于中长期双边合同、电力期货及电力期权等。澳大利亚存在一类特殊的电力金融合同——单向封顶差价合约(cap futures contracts)，能够帮助市场主体规避高电价风险。该合约的本质理念是，合同双方约定一个执行价格，保证电能量价格不高于该执行价格。执行价格通常约等于峰荷机组的可变运行成本。

该合约中，卖方(发电主体)向买方(用户)收取一笔按容量计算的合约费，并将现货市场价格高于执行价格的差额返还给买方。这种情况下，用户的最高购电价不超过执行价格，规避了尖峰电价的风险;发电主体则通过合约费锁定部分固定收益，以回收每年的固定开支和投资成本。

1.2美国德州

与澳大利亚市场类似的是，美国德州没有容量市场，发电投资信号来源于现货市场的稀缺价格。美国德州的稀缺定价机制如图2所示。

美国德州价格增量机制与澳大利亚市场稀缺电价机制的主要区别在：稀缺价格不仅取决于发电主体的报价，而且与市场运行机构事后计算的价格增量有关。

1.2.1现货市场时序

美国德州现货市场包括日前市场和实时市场，但没有滚动预出清。日前市场在13:30出清，日前市场结束后进行可靠性机组组合出清。实时市场每15min为一个时段，运行时刻前1h报价关闸，关闸后市场主体不能再调整报价策略，实时市场提前15min出清。

1.2.2价格机制

美国德州现货市场的发电电能量报价由启动成本、空载成本和可变成3部分组成。可变成本的报价上限为9000美元/(MW·h)，远高于实际发电的可变成本。

与澳大利亚电力市场不同的是，德州实时市场的电能量结算价格除市场出清得到的节点边际价格外，还包括市场运营机构事后计算的价格增量。价格增量包括备用价格增量和可靠性价格增量[34]，能够进一步反映电能量市场的稀缺信号。

1）备用价格增量。

备用价格增量与美国德州的备用辅助服务产品有关。美国普遍定义了备用辅助服务产品，并通过电能量与备用联合优化出清的方式实现备用需求与电能量价格的耦合[35]，但德州的实时市场还没有实现该联合优化出清。设置备用价格增量的目的是反映电力稀缺时段的备用价值。

备用价格增量的数值与监管机构事先确定的运行备用需求曲线有关。该需求曲线通过失负荷概率和失负荷价值定义了备用价值与备用稀缺程度的关系[2]：备用水平越低，备用价值越高。因此，运行备用需求曲线定义了弹性的备用需求，反映电能量价格升高到一定程度时负荷需求侧愿意降低备用、承担停电风险的情况。

实时市场出清结束后，市场运营机构根据实时的备用水平和运行备用需求曲线计算备用价值，备用价格增量等于备用价值与系统的边际电能量价格之差。

2）可靠性价格增量。

可靠性价格增量与现货市场的可靠性机组组合有关。设置可靠性价格增量的目的是减少可靠性调度中的市场干预手段对市场信号产生的影响。

为保证实时供电的安全可靠，美国德州电力市场会通过日前可靠性机组组合中的指令开机或启动负荷备用等方式来进行可靠性调度。这是一种为了系统安全而采取的人工干预行为，在增加系统备用容量的同时会降低电能量价格，扭曲市场的稀缺信号。可靠性价格增量反映了人工干预导致的电能量价格变化量[33]。

3）结算。

市场主体的电能量结算价格等于节点边际价格、备用价格增量和可靠性价格增量3部分之和。

另外，没有发电的备用发电容量也会获得备用价格增量的补偿。也就是说，备用价格增量反映的稀缺信号不仅体现在电能量产品上，也体现在备用容量上。而在澳大利亚电力市场中，稀缺价格仅反映在电能量价格上。

1.2.3信息披露机制

由于结算价格中的价格增量可以反映系统的稀缺程度，发电主体可以不考虑稀缺的机会成本而按真实成本报价。相对于澳大利亚的市场稀缺电价机制，价格增量机制降低了发电主体对实时供需信息的需求。

为促进市场的有序运行，美国德州现货市场也提供了中期和短期充裕度评估的信息。除此之外，由可靠性监管机构(NorthAmericanElectricReliabilityCorporation，NERC)开展长期充裕度评估，评估未来十年的充裕度，有利于市场主体的长期投资决策。长期充裕度评估包括供给、需求以及与可靠性相关的其他事项[36]，考虑了经济发展、输电规划及发电投资等与发电容量充裕性有关的长期影响因素。

1.2.4市场力控制机制

美国大部分电力市场的市场力监管理念为按成本报价，不允许发电主体的经济持留。如上所述，由于价格增量的存在，发电主体也不需要通过经济持留的方式来反映稀缺成本。

另外，与澳大利亚电力市场相比，美国德州电力市场建立了更精细的收益限制方案：没有直接以市场价格的高低和频率为判断标准，而是根据市场结算价格实时测算发电机组的利润。若发电机组在一年内的电能量市场净利润超过新建机组投资成本的3倍，则报价上限降为2000美元/(MW·h)[37]。

1.2.5价格风险防范机制

美国德州电力市场稀缺信号能够通过备用价格增量和可靠性价格增量反映，具体数值取决于提前由市场运营机构制定的运行备用需求曲线，相应的价格波动性和不确定性低于澳大利亚电力市场。

另外，美国德州建立了日前市场，市场主体能够通过日前市场交易规避实时的价格风险。

2。美国PJM容量市场

容量市场定义了一类新产品，即容量产品，由市场运行机构集中购买或由市场主体通过双边交易形式获得。

美国部分地区、英国和欧洲等国家或地区开展了容量市场交易。其中，美国PJM容量市场运行时间相对较长，被视为容量市场的典范。本文主要介绍美国PJM容量市场的设计方案。

美国PJM电力市场的电能量和容量交易规则如图3所示，发电投资信号主要来源于容量拍卖市场的出清价格。

2.1交易时序

PJM容量市场分为基础拍卖和增量拍卖。基础拍卖提前3年开始，交易标的为未来第3年的发电容量;增量拍卖包括3次，分别提前20个月、10个月和3个月组织。

PJM在容量交付年组织现货市场。现货市场交易时序与美国德州的现货市场类似，包括日前市场、增量机组组合和实时市场，没有滚动预出清。至于具体的交易时间本文不再赘述。

2.2价格机制

容量市场的投资信号主要来自于容量价格，因此本节主要介绍容量市场的价格机制。

1）报价。

容量拍卖市场报价的关键是核定容量产品的总容量需求和每台机组的可供给容量(以下称为可用容量)。

总容量需求是由政府或监管机构根据可靠性要求设置的一条反映容量价格与容量需求量关系的曲线。需求曲线的关键参数包括目标需求容量和对应的容量价格，需要分区、分类制定。为激励电力系统的灵活性，容量产品除传统发电容量产品外，还包括需求响应容量和能效资源容量，与传统的发电容量分开拍卖。

可用容量反映每台发电机组对系统充裕性的贡献。传统火电机组的可用容量可通过额定容量和停运率计算得到，可再生能源的可用发电容量尚未有广泛认可的计算方法。欧洲早期的发电容量预测中将风能和太阳能默认为不可用容量，2015年后开始采用一个新的负荷因子来衡量可再生能源对发电容量的贡献。美国电力市场大多根据历史数据计算可再生能源的可用发电容量，具体指标如发电能力中间值或者平均容量因子，但这些指标没有完全反映可再生能源带来的风险。

2）出清和结算。

容量产品需要分区出清和结算。容量费的结算包括发电侧和用户侧两个方面。向发电主体支付的容量费为中标容量乘以所在区域的容量出清价格，所有容量费按用户年峰荷水平分区分摊给用户。

容量费以年度为周期计算，是一个年度不变的值，能够激励用户降低负荷峰荷值，但无法激励用户的实时响应。

2.3信息披露机制

容量市场机制需要重视长期充裕度信息的公开。美国PJM属于北美可靠性体系，与美国德州类似，由NERC负责长期充裕度评估。长期充裕度评估预测未来10年的备用水平，并设定了满足可靠性要求的备用水平参考值。对政府或监管机构而言，备用水平参考值作为容量市场的购买目标，是确定容量需求曲线的参数之一。对于发电主体而言，长期充裕度评估中的备用水平预测结果和备用水平参考值的对比能够提供有效的长期供需信息，引导发电主体在容量市场中的理性报价，引导合理的投资决策。

2.4市场力控制机制

美国PJM电力市场的市场力监管理念与美国德州类似，不允许发电主体的经济持留。由于容量市场为发电主体提供了容量收益，PJM限制了电能量的报价上限(1000美元/(MW·h))，并在电力市场采取更加严格的市场力监控手段。

1）容量拍卖市场和现货市场采用3个关键供应商测试法方法控制卖方市场力[7]。

2）容量拍卖市场中引入最小报价规则(minimum offer pricerule，MOPR)来保证容量拍卖的最低价格下限，防止买方市场力。

3）日前市场机组组合出清后需要开机的机组，仅允许下调报价，不允许上调报价。

2.5价格风险防范机制

容量市场环境下的市场主体同时面临电能量价格风险和容量价格风险。电能量价格风险受报价上限的影响，波动性低于稀缺定价机制，但用户同样可以通过中长期交易来提前锁定价格。对于容量价格风险，用户可以通过自供应的形式提供发电容量。容量自供应可以看成是一种长期的发电容量双边交易，为发电机组和用户提前锁定了容量价格。

3.不同充裕性机制的区别与适用性分析

本节旨在提炼分析不同充裕性机制的本质区别。考虑到电力市场是一个完整的体系，不同方法的选择应与市场交易模式、社会环境、市场结构等紧密结合。

导致市场力控制、关键配置参数、风险规避机制的不同。每种机制有各自的适用条件，需要不同的配套市场机制。下面对不同的充裕性机制进行对比分析，然后提出适用条件。

3.1不同充裕性机制设计的区别

1）产品设计。

产品设计上，容量市场机制下发电主体可以通过提供容量和电能量两种产品获得收益。市场稀缺电价机制下，发电主体仅通过电能量产品获得收益。价格增量机制下，发电主体通过电能量和备用产品获得收益。

2）报价理念。

容量市场机制和价格增量机制下，发电主体申报基于成本的报价，不含稀缺成本，市场不允许经济持留行为。

市场稀缺电价机制下，发电企业的报价可远高于可变成本，包含反映用户用电效益或停电损失的稀缺成本，即市场允许发电主体的经济持留行为。

3）市场力控制。

由于容量市场机制和价格增量机制环境不允许发电主体的经济持留行为，市场运营机构会对发电主体报价行为进行严格的市场力控制。其中一个主要的方法是三寡头垄断测试，被用于容量市场和现货市场中。

市场稀缺电价机制允许发电主体的经济持留行为，因此不需要直接的市场力控制手段。主要通过充分的信息公开促进市场竞争，具体包括中短期充裕度评估机制、滚动预出清机制、以及运行日后及时的报价数据公开。

4）关键参数及其影响。

不同充裕性机制均需提前设定市场运行相关参数，这些参数的准确性、合理性会直接影响发电容量充裕性。

3种机制都设定了电能量报价上限，稀缺定价机制的电能量报价上限一般高于容量市场机制下的电能量报价上限。为了避免发电主体的超额利润，两种稀缺定价机制下均设计了收益限制方案，视情况调整电能量市场的报价上限。市场稀缺电价机制下对报价上限的调整依据为高电价出现的频率，价格增量机制的调整依据为实时测算的机组累计收益。

容量市场机制和价格增量机制均需提前设定系统需求。容量市场机制需要设定容量需求曲线的目标需求容量和对应的需求价格。价格增量机制需要确定运行备用需求曲线的失负荷概率和失负荷损失值。容量市场和价格增量机制在引导发电投资方面各有优缺点。容量市场可以提前为发电主体提供部分收益保障，价格增量机制可以通过运行备用需求曲线及时反映市场供需情况的变化。

5）市场化程度。

澳大利亚市场稀缺电价机制下的管制行为较少，与容量市场机制和价格增量机制相比，市场化程度最高，但需要一系列的信息公开机制保证信息的充分、及时和对称。

容量市场机制和价格增量机制相比，容量市场机制直接干预长期的发电规划，价格增量机制则通过干预短期价格信号引导长期的发电投资。相对来说，容量市场机制的管制性更强。

6）价格风险规避。

3类充裕性机制环境下的市场主体都可以通过金融衍生品市场规避现货价格的风险。澳大利亚设计了一种特殊的金融衍生品——单向封顶差价合约，来帮助用户规避高电价风险。

单向封顶差价合约的合约费一定程度上实现了容量费的效果。但与容量市场不同的是，单向封顶差价合约的价格信号取决于公开、透明的合约交易，能够在充分竞争的条件下反映真实的供需情况。而容量市场的需求由监管机构集中决策，产生的价格信号受管制行为影响。单向封顶差价合约能够将价格风险和投资风险的判断分散到所有市场主体，从而避免集中决策的片面性。

7）对灵活性的激励。

稀缺定价机制通过电能量价格为电源和用户提供分时(15min)的价格信号，而容量市场通过容量费的形式提供的是年度不变的价格信号。相对来说，稀缺定价机制能够更有效地激励灵活性资源响应。也有学者提出容量费按失负荷概率分摊到不同的时段，从而实现对灵活性的激励。

3.2适应性分析

1）适用条件。

系统预测能力。容量市场机制和价格增量机制分别需要由市场运营机构设定长期容量需求和短期备用需求，如果需求预测不准确，将给市场带来错误的信息。因此，这两种机制均要求市场运营机构具有准确预测系统供需的能力。

成本监审能力。容量市场机制和价格增量机制下的报价都是一种基于成本的报价，不允许发电机组的经济持留，因此要求监管机构有较强的成本监审能力，能准确判断市场主体的市场力行为。

信息要求。市场稀缺电价机制对系统预测能力、成本监审能力都无特别要求，但要求为市场主体提供充分、及时、对称的信息，及时反映供需情况的变化，促进市场主体的合理报价。容量市场机制要求提供长期的供需信息，为发电主体的容量报价提供参考。

用户特性。稀缺定价机制要求零售市场活跃、需求响应充足，将现货市场的稀缺价格信号有效地传导至用户侧，提高用户侧效率。而容量市场对用户特性无特别要求。

2）配套机制。

充裕度评估。3类充裕性机制均需要配套充裕性评估机制，并及时发布。其中容量机制必须配套长期充裕度评估。

市场力控制。容量市场机制和价格增量机制需要对现货市场的报价、出清进行严格的市场力监控。市场稀缺定价机制则需要滚动预出清机制帮助市场主体及时了解实时的供需状况。

信息披露和风险规避机制。对于市场稀缺定价机制，需要配套市场报价信息公开的信息披露机制，促进市场信息的充分、及时和对称。此外，还需要配套合理的风险规避机制，如单向封顶差价合约，为市场主体提供充分的风险规避手段。

4.对我国电力市场设计的建议

1）尽快研究不同地区的充裕性机制。目前我国大多数地区的电力交易产品不够完善，发电企业的收入来源单一。近期，国家发展改革委发布关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知。早期发电企业能够通过高比例计划电量合同保证部分收益，但随着发用电计划的放开，发电企业的收益将面临更大的不确定性。需要尽快研究保证发电容量充裕性的方法，避免供需形式的变化造成新一轮的发电容量不足。

2）澳大利亚的市场稀缺电价机制不适合我国目前的市场环境。我国电力市场信息公开机制严重不足，市场透明度不高，不能很好支撑这种市场化程度高的充裕性机制。

3）容量市场需要在电能量市场外组织，并要求能够准确预测未来的容量需求。我国市场建设还未完善，直接开展容量市场对于现阶段来说难以立即实现。由于其对零售市场的活跃度、需求响应能力没有特殊要求，未开放零售市场的地区可以考虑采用容量市场机制。

4）价格增量机制适合我国现阶段大多数地区的市场环境，主要原因有以下4点：

①我国的信息披露机制不完善，价格增量模式对实时信息披露的要求不高。

②备用价格增量的相关参数由监管机构核定，市场价格的整体可控性较强。

③第二轮电力市场改革以零售市场改革试点为起点，稀缺价格有利于提升零售市场活跃地区的用户侧效率。

④在可再生能源不断增多的情况下，稀缺价格有利于激励系统的灵活性。

5）发电企业的计划电量合同可以作为一种过渡或补充的发电容量充裕性机制。计划体制下由政府分配给发电的计划电量电价综合考虑了可变成本和容量成本。在现货市场的全电量竞价模式下，可以将计划电量合同转为政府授权差价合约，在不影响实时调度效率的情况下给予发电企业一部分容量收益。

从这个角度考虑，在发电容量充裕度机制未完善的情况下，不易过快放开发电计划。实际市场设计中可以采取将政府授权差价合约与价格增量机制相结合的模式。初期的发电报价上限和价格增量上限水平可以设置在较低水平。随着计划发电量的放开，价格增量上限水平可以逐步提高，具体数值需要根据实际的运行情况进行测算。另外，在价格增量较高的情况下，可以参考澳大利亚的单向封顶差价合约设计类似的合约交易，帮助市场主体规避高价风险。

6）为保证发电容量的充裕性，除了具体的充裕性机制设计外，还需要完善相应的配套措施，包括信息披露机制、成本监审机制、市场力监控机制及风险规避机制等。另外，价格上限的设置需要和其他市场设计相协调。如果考虑到社会安全稳定而设置了过低的电能量市场价格上限，那么需要通过其他机制(如容量市场、价格增量)补偿发电的固定成本。如果设置了较高的价格上限，则需要定期评估发电机组的收益，根据评估的收益适时调整发电报价上限，避免发电主体获得超额利润。

5.结语

电力市场中如何保证发电容量的长期充裕性，是相关市场设计需要考虑的一个重要目标或约束，在可再生能源比例逐渐增加的情况下变得更加重要。本文详细介绍了3种典型的发电充裕度机制，分析了其设计理念的核心差异及在市场力控制、关键配置参数、风险规避机制等方面的不同。

讨论了每种机制的适用条件以及所需的配套市场机制。3种机制没有绝对的优劣之分，各有对应的适用条件。还有一些其他类型的充裕性机制，如固定电量合同、容量支付、战略备用机制，本文没有详细讨论，也各有其适用的情况。实际电力市场的设计中首先要根据市场的整体环境特点选择可行的机制，然后进行相关配套机制的设计并进行定量的分析测算。