自2015年电改9号文发布以来，我国的电力市场改革已经跨过了数个里程碑。到2019年9月为止，所有八个现货市场试点省份均已完成试结算甚至实际周结算。

总体看来，现货价格的时间和位置信号已经初步体现，市场参与主体对现货市场有了充分的认识，用户对现货市场可能带来的低电价充满着期待。市场设计人员和主管机构接下来的主要工作将是如何进一步完善现货定价机制并促进现货与中长期交易的有效衔接。

但是，目前的现货试点也暴露了大量的问题，包括法规不健全或不适应现货市场建设需要、监管架构和管理方式过时、规则设计人员和监管人员经验不足、配套软/硬件不足、现货市场定价与政府强制性降电价目标不协调等等。

所有这些问题集中导致了部分市场的规则设计随意且混乱、设计目标相互冲突、监管方法简单粗暴。可以预见，在未来的几年里，电力市场很可能仍旧是一个充满风险的市场，无法真正达到中、短期内改善效率的目的。

而且，由于市场总体供过于求，现货价格接近边际机组的短期可变成本。在煤电机组继续占主导地位并为边际机组时，正如试运行显示一样，现货价格因此会波动不大，降低了利用中长期避险的意愿。低现货价格也直接导致了用户不愿意以高于现货价购买中长期合约。

但另一方面，电厂却不愿意以短期可变成本的现货价出售合约，因为短期可变成本定价将导致企业长期投资成本无法收回，进而亏损，中长期交易市场可能因此无以为继。如果这一趋势持续相当长的一段时间，在缺乏相关配套措施的情况下，发电资产可能最后就只剩下低价抛售或关停这一条路了。

大量机组的提前关停反过来又威胁到电力系统的安全可靠性，无法促进资源的有效配置。因此，在现货市场外再制定一个合理的容量定价机制非常必要，而且也相当紧迫。

一、北美容量定价机制的种类

从已有的现货市场来看，世界上并没有一个放之四海而皆准的标准容量定价机制。合适的容量定价机制通常与当地的监管历史、资源禀赋、市场结构、以及市场参与主体的接受程度密切相关。评价一个容量定价机制的好坏必须从当地的实际情况出发。

北美(本文仅讨论美国和加拿大)共有9个集中式现货市场：PJM、纽约、新英格兰、MISO、SPP、加利福尼亚州、德克萨斯州、安大略省和阿尔伯塔省。九地的容量定价机制可以粗略地分为四类:纯能量市场、容量市场、混合市场和纵向一体化市场（见图1）。

纯能量市场：德克萨斯州和阿尔伯塔省

德克萨斯州和阿尔伯塔省只有能量市场，没有容量市场（业界通常称之为“纯能量市场”）。两地各有一个与其他市场非常不同的地方：阿尔伯塔省根本没有任何市场力控制措施，而德克萨斯州则有全北美最高的价格帽（每千瓦时9美元）。虽然两地调度/交易机构在近几年均表达了建设容量市场的必要性和意愿，但两地都没有获得足够的政府支持。容量市场的讨论最后都不了了之。

但总体来讲，两地现货市场非常成功：电价常年保持在合理的低水平，新增机组也持续加入。但其成功可能与当地独特情况有关，而不应该被当作通例。首先，两地均位于北美天然气最富有的地区，而且土地及环境监管成本较低，充足的燃气保证和低廉的成本有助于容量成本相对较低的新增燃气电厂的加入。只要现货价格合理，容量定价机制并非优先考量。

其次，两地有着北美最活跃的零售市场，而零售市场的价格往往必须与中长期交易挂钩，减少了用户搭便车只付现货价的机会。第三，两地长年由特定政党执政，而该政党对短期的高电价有较强的承受能力，不会随意干预市场。

容量市场:PJM、纽约和新英格兰

PJM、纽约和新英格兰有着世界上最为成熟的集中式能量市场和容量市场。在这些市场，独立电厂大量存在（尤其是在纽约州），容量市场相对容易设计和操作。容量供应方可以是电厂、用户、区外电厂和储能。所有供应方均在同一平台集中竞价。在考虑网络阻塞后，报价低的供应方优先成交，以统一价格出清（也可以是分区统一价出清）。所有辖区内电厂均强制参与，并受市场力控制机制约束。

供应方能参与竞价的有效容量（Unforced Capacity或UCAP）通常小于实际装机容量（Installed Capacity或ICAP），这是因为成交的容量必须是在需要时能实际出力的容量（或者降低负荷）。对于燃气和燃煤机组，有效容量是装机容量减去季节性调整，再减去紧急停机故障容量。对于可再生能源和储能，有效容量则通常是历史系统负荷高峰时的平均实际出力。对于用户，有效容量则往往为系统负荷高峰时该用户的平均负荷。

每个市场均有绩效考核。如果容量供应方在系统需要时并没有提供出售了的容量，供应方会受到财务惩罚。而且在下一次容量拍卖中，该供应商可供出售的容量也会相应降低。绩效考核是保证容量质量的必要手段。

容量市场设计的一个关键组成部分是需求曲线，它与当地的可靠性标准4和新增机组的固定成本密切相关。通常地讲，可靠性标准越高，容量需求越大；新增机组的固定成本越大，容量需求曲线越高。各地的需求曲线可能因为当地的实际情况和市场参与主体的接受程度有不同的形状（图2）。最后，容量市场的出清价为供给曲线与需求曲线的交汇点。

容量市场通常在实际交货的前几年运行，因此容量市场也往往被称为远期市场（Forward Market）。提前数年的定价让新增电厂有足够的时间进行融资、开发和建设。PJM和新英格兰还允许新增电厂用同一价格锁定多年（新英格兰允许多达7年），有助于进一步降低电厂的融资成本。

容量的购买方一般是调度/交易中心（ISO）。调度/交易中心然后将购买成本按售电公司的容量责任按比例分摊。

纵向一体化：SPP、加利福尼亚州和MISO

SPP和加利福尼亚州没有容量定价机制。由于各州均有相应的法定容量裕度要求而且大多数售电公司自己拥有电厂或与独立电厂签有长期供电合同，电厂的成本计入售电公司的监管收入要求，容量定价机制因此没有必要。在SPP和加利福尼亚州，零售市场要么不开放，要么不发达。集中式交易的主要目的似乎是通过售电公司的电厂间公开竞争，来降低全系统的短期和长期发电成本。

MISO和SPP高度类似，其辖区内售电公司和电厂高度一体化。但MISO还是设立了一个自愿性（有零售竞争的两个区除外）的容量市场。MISO的容量市场成交价很低，交易也不活跃。其诸多设计细节亦不同于其他市场，反映了MISO辖区内有零售竞争的州和没有零售竞争的州之间的显著利益差异。

混合市场：加拿大安大略省

安大略省采取了与其他市场完全不同的容量定价机制。这种机制与安大略省的改革过程密不可分，多年来也遇到了诸多挑战。安大略省目前正在研讨如何改进容量定价机制。

安大略省电力市场运行正式始于2002年。其时正当加州能源危机刚刚过去，再加上省内其他原因，新增机组融资相当困难或成本高昂，许多议拟的私有新增机组都被取消。为了按时关停所有燃煤机组，省政府设立了安省电力局（Ontario Power Authority或OPA），授权OPA与私有投资签订购买合同。

购买的过程是一个竞争性投标过程：OPA公开需要购买的燃气机组容量总量并出具标准化合同文本，总成本报价最低的公司中标，直到总容量购满为止。合同条款包括每月容量费要求、热耗、燃料价格计算方式、维护与运营成本、启动热耗等等。

但是，OPA合同设计了一个巧妙的容量成本抵消机制：如果某一小时的现货市场价格高于合同设定的（基于公式的）可变成本（燃料成本加维护与运营成本），那么该机组就被认为在该小时产生了利润（不管该电厂是否真的创造了利润，甚至是否出力）。估算的利润要用于抵消该月的合同容量费。这一机制有效地拟制了电厂运用市场力的动机，因为提高电价的后果是虽然能量收入可能提高了，但该月的容量费却相应地减少了。

同时，该设计也并不会鼓励电厂报低价，因为最终容量费的计算与实际发电量无关。电厂最终还是会依据实际成本合理报价。

二、北美容量定价机制的效果及潜在问题

北美容量定价机制效果明显，包括提供现存机组额外收入，吸引新的机组进入，降低现货市场价格并减少其波动。但是，它也暴露了许多潜在的问题，比如容量市场无法保证对付间歇性能源所需要的爬坡能力，容量市场细节极其复杂，加拿大安大略省的容量费过高等等。

竞争性容量市场出清价

电厂在容量市场中的报价通常反映了电厂的容量成本和在现货市场中的预期利润。因为容量成本(比如土地和环境成本)、现货市场收入（节点价格等）和竞争程度均与当地具体情况密切相关，容量市场出清价因此可能差别很大。

甚至在同一市场，不同的区域也可能有非常不同的容量价格。图3列出了几个市场和同一市场的不同区域的容量价格。可以看出，在过去的几年中，容量定价在不同地区大小不一：从接近于每年0美元/千瓦到高达每年160美元/千瓦。

吸引电厂投资

竞争性容量市场在PJM、纽约和新英格兰地区起到了吸引电厂投资的重要作用。尽管面临燃煤机组因环保规则趋严和成本劣势而逐渐退出市场，新的燃气机组却在容量收入的支持下源源不断的加入。

在德克萨斯和阿尔伯塔，新的燃气机组在高能量价格的支持下也不断增加。（图4展示了几个市场从2008到2018年的新增燃气机组）可以看出北美几大容量市场和纯能量市场的新增燃气机组在过去的10年中一直源源不断的增加。各地的容量裕度始终保持在合理的水平（15%-20%）（注：德克萨斯没有可靠性容量裕度要求）。

竞争性容量减少甚至消除稀缺价格

容量市场是为解决“缺失的钱”的问题而设立，但它反过来可能更进一步加剧“缺失的钱”的问题，因为它会降低现货价格，尤其是稀缺价格。（图5列举了三个市场在2018年日前市场的前10%最高出清价）可以看出，在有容量市场的纽约市和PJM的RTO区，日前市场价在前35个小时远远低于没有容量市场的德克萨斯州的休斯顿市。而且纽约市和PJM的价格远远低于其1000美元/兆瓦时的价格帽。容量市场对现货稀缺价格的拟制作用相当明显。

换一个角度看，休斯顿市的高价也恰恰反映了纯能量市场中少数几个小时的高价对电厂的收入是何等重要。如果政府决策者无法容忍高电价（甚至是短暂的高电价），容量市场或其他容量定价方式是必然选择。

面临的挑战

目前北美容量定价机制面临两个突出的问题：一是可再生能源带来的挑战。二是混合市场带来的高成本（安大略省）。

可再生能源的间歇性和不确定性给系统安全带来了严重挑战，也给传统电力市场造成困扰。目前现货规则的主体架构是20年前基于相对稳定的负荷需求和以煤/气机组为主要电源而设计的。大量含补贴的可再生能源进入市场一方面压缩了传统电源的利润空间，也对系统的灵活性提出了更高的要求。尽管容量市场补偿了传统电源在能量市场中的部分损失，但对高灵活性电源通常并无特别优惠。

因此，如何保证购买足够的高灵活性容量成了迫在眉睫的问题。

鉴于核电在能量和容量市场的收入并不足以维持其生存，而部分州政府又必须完成其低碳目标，这些州也开始对核电设施发放补贴（比如纽约的零排放补贴ZeroEmissionCredit或ZEC）。和可再生能源补贴一样，对核电补贴对容量市场造成了相当的困扰，因为其他传统发电资源并无此额外收入来源。各地区因此正在研究改进容量市场规则，以减轻甚至完全避免补贴对容量市场产生的副作用。

安大略省的混合市场也为现货市场的可持续运行带来了挑战。一方面是因为竞争的不充分而带来的高成本，另一方面是长期合同（一般20年）带来的不灵活性。虽然合同签署过程是一个公开竞价过程，但因为缺乏参与和信息不对称，竞争并不充分。事后来看，合同容量成本已经远远高于其他相邻市场的竞争性容量成本。而且，长期合同的财务风险完全由用户承担，没有竞争性市场所有的风险分摊机制（容量费有效期通常以一年为期）。

另外，竞争容量市场设计变得越来越复杂，管理程序越来越多，变得越来越难以理解。

三、一个适合于中国国情的容量定价机制

中国与北美相比，有几大不同之处。首先，北美系统规划（包括电网和电源）职能尤其是清洁能源标准主要归省/州一级政府或其代理机构，而在中国，很大一部分职能在国家层面。全国性的电源规划（比如中/西部大水电）和可再生能源政策对某些受端省份自行设立容量目标构成挑战。

第二，北美各州/省基本上都有成熟的售电体系，容量责任归属很容易明确。而在中国，电改才刚刚起步，许多利益关系包括收费标准都没有厘清。

第三，北美现货市场运行多年，能量市场价格和边际发电资源成本相对透明，容量产品的定义相对清晰。而在中国，现货还处于试运行阶段，市场设计还有很多改进空间，容量产品定义和定价比较困难。

第四，北美监管体系相对完善，市场观念深入人心，推动容量定价机制比较容易被广大市场参与主体接受。而在中国，监管责任重叠，企业责任不明，新的容量定价机制可能受到诸多利益攸关方的制约。

这些国情决定了中国的容量定价机制将与北美有很大相同。除了借鉴国外经验和教训外，中国有必要探索一条符合国情的容量定价道路。

进一步完善现货市场规则设计

正如其他国家的成熟市场所证明，一个成功的容量市场是建立在一个成熟的能量市场基础上。“缺失的钱”的起因除了可靠性容量要求和经济性容量要求不一致外，还有其他许多原因。现货市场要尽量有针对性的解决已发现了的问题，保证能量价格更合理地反映真实成本，努力将“缺失的钱”的问题解决在源头上。

因此，中国应该首先注重完善现有的现货市场试点，纠正已发现的错误。现货市场设计涉及电力系统的方方面面，对设计人员的素质要求非常高，也对软/硬件的质量要求苛刻（尤其是在集中式市场），对监管人员也是巨大挑战。

如果条件暂时不具备，应该给予试点省份更多的时间。待一个或多个试点成功后，再将成功的案例在全国推广。一个糟糕的现货市场设计往往比没有现货更糟糕。

厘清全国性战略电厂与省级容量需求的关系

在容量市场建立前，要进一步明确全国性战略电厂与受端省份（比如三峡电站与浙江/广东）的关系。全国性战略电厂的建设是基于国家发展战略，尽管多方受益，但受端省份可能因为享受可靠且便宜的电源而受益最大。

因此受端省份有责任负担电厂的相关容量费用。但因为战略电厂的建成与运营并非完全基于经济性，不存在关停的问题。因此，其收入必须受到保障，容量费与电能费短期内完全分开可能并无必要。

如果受端省份设立各自的容量市场，受端省份必须与国家主管机关、国家电网/南网等确认可送容量。这点在外来电占比较大的省份尤其重要，因为外来容量的少量变化（比如1%）就会对受端省内的系统可靠性和内部容量需求产生重大影响，进一步影响省内容量价格。

短期内（现货市场成功运行的3~5年内）以容量付费为宜

如前所述，短期内，改进现货市场设计和促进短期效率应该为工作的重中之重，毕竟在源头上解决问题通常最为有效。竞争性容量市场可在积累更多的现货运行经验基础上再予以施行。从目前国内现货试运行看，3、5年内现货市场很难成熟。但是，竞争性容量市场的前期研究工作却非常必要，而且也应该尽快展开。

鉴于国内目前普遍供过于求并且现货价格过低，在竞争性容量市场展开前，可以考虑给与电厂一定的容量补偿。容量补偿必须基于实际有效容量，费用标准可以根据典型边际机组的成本和预期现货市场收入来核算（也可以每月采取类似于加拿大安大略省的事后核算）。当然，还必须有惩罚性措施，保证在系统供需特别紧张时，购买了的容量能够及时提供电源。毫无疑问，这种补偿机制见者有份，并非促进长期效率的机制。因此，它只能作为过渡性措施。

广东对高成本（燃气）机组的补贴也可以看作是对特定电厂的容量补偿机制。但广东的做法是基于实际发电量，这样会强烈扭曲电厂的报价行为，因为发电越多补贴越大。建议广东将容量付费与实际发电量分离，这样电厂会根据自己实际成本在现货市场合理报价，因此不会造成社会效益损失（即高成本机组不会先于低成本机组受到调度）。

在中长期交易和现货交易中，目前一个的常见现象是“恶性竞争“，即电厂报价往往低于其短期可变成本，导致成交价过低。形成此一现象的原因可能很多，有主观的，也有客观的。主观的有对规则的不熟悉、电厂/公司考核仍旧以发电量为主等等，客观的有场外补贴和行政干预。但也可能是真正的机会成本低于短期可变成本，比如燃煤机组为避免晚间停机和热电联产机组避免供热时下调出力而报低价。

不反应真实机会成本的“恶性竞争“是从计划到市场的转型阵痛，没有必要过于担心。如果电厂/公司亏损太多，主管人员的考核便会出问题。时间一久，“恶性竞争“也就自然减少甚至消失了。

但由于国内电厂（尤其是国有电厂）承担了很多社会责任（比如就业和退辅安置），利润并非其唯一目标。在没有配套措施前，“恶性竞争”也许会持续相当长的一段时间。但是，“恶性竞争”又会使“缺失的钱”的问题更加突出。因此，国内可以参考短期实际成本和机会成本设定一个合理的地板价，适当控制“缺失的钱”的问题。

中长期（现货市场成功运行3~5年以后）建立竞争性容量市场

长期来看，竞争性容量市场是电力市场发展的大方向，这从在世界各国逐渐接受容量市场可见一斑。容量市场与其他容量补偿机制相比，最大的好处也许是通过公开公平的竞争，让所有市场参与主体、所有技术都处在同一起跑线。这有助于低成本的机组和新技术的加入，最终降低电力系统容量总成本。北美的容量市场除了吸引了高效率的新燃气机组加入外，也促进了新技术的开发和应用，比如需求响应的数字化使得小用户也可以集合参与、新储能技术的开发和迅速推广、可再生能源效率的进一步提高等等。（本文仅代表作者个人观点）

注1：为简单起见，我们将能量、备用和调频市场统称为能量市场。

注2：阿尔伯塔省的市场监测机构（Market Surveillance Administrator）有一个报价指南，但本质上不是一个市场力控制机制。报价指南允许电厂按长期边际成本（包括容量成本）报价，而非短期边际成本。

注3：比如在阿尔伯塔省，2/3的用户是由当地配电公司托底。法律规定，其零售价格必须与当月的期货价格挂钩。

注4：容量要求通常依据可靠性标准用蒙特卡罗模拟来测算。输入信息包括（但不限于）需求预测、机组故障率、计划维修、可靠性能源、主要输电断面，等等。