發電容量充裕性是保證電力系統可靠供電的關鍵。隨著間歇性可再生能源的發展，發電容量充裕性問題再一次受到電力市場設計的廣泛關注。對比了澳大利亞南部、美國德克薩斯州和美國賓夕法尼亞-新澤西-馬里蘭州3個典型電力市場區域保證發電容量充裕性的方法，包括交易時序和價格機制的設計，以及對應的信息披露、市場力控制和風險規避機制等配套機制。

不同方法的選擇應充分考慮市場環境的差別。從預測能力、成本監審能力、信息要求和用戶特性出發，提出不同充裕性機制的適應性，并分析相應的配套機制。最后，結合當前的電力市場改革環境，對我國電力市場建設提出了相應的政策建議。

電力市場面臨的一個長期挑戰是如何保證發電容量的充裕性。一般商品市場可通過市場價格信號調節資源配置，但電力商品的特殊性使得長期的電力供需平衡問題變得復雜：

1）發電行業的投資成本大、投資回報周期長，且現貨市場下的電價波動大，投資面臨較大的風險。

2）現有技術條件下具有實時價格響應能力的用戶較少，整體的電力需求價格彈性小，一般通過降低備用、裁減負荷等方式實現電力稀缺時段的供需平衡，但市場價格無法反映真實的停電損失或用電效益。

3）從電力系統和社會穩定的角度出發，政府或監管機構傾向于設定較高的可靠性水平，但同時又希望設置較低的價格上限。

基于以上問題，電力市場需要一些特殊的設計來提供有效的發電投資信號。在間歇性可再生能源高速發展的情況下，發電容量充裕性問題變得更加突出。文獻對低碳轉型背景下實現電力系統充裕性的相關經驗進行了系統介紹。

目前主流的方法分為兩大類。第一類是純能量市場稀缺定價機制，允許電力稀缺情況下的電能量價格遠高于機組的可變成本，其中高于可變成本的部分為稀缺收益，發電機組可以從中回收部分固定成本。稀缺價格可以通過市場主體的報價形成，也可以通過政府或監管機構事先設定的備用需求曲線形成。第二類是容量市場，即增加發電容量產品，電力市場通過雙邊交易、集中拍賣等方式獲得未來幾年的可用發電容量。發電企業提供容量產品獲得容量費，從而回收部分固定成本。本文將以上方法統稱為發電充裕性機制，簡稱充裕性機制。

從當前世界各國電力市場的實踐經驗看，盡管對發電容量充裕性的重要性都有共識，但是在具體的交易時序、價格機制和相關配套機制設計上均存在較大差異。

市場設計是一個體系，不同充裕性機制的選擇需結合現貨市場交易模式、社會環境、市場結構等環境統籌考慮。現有研究充裕性機制的文章大多集中在介紹不同充裕性機制設計的原理和具體規則上，如同一類充裕性機制在不同地區間的異同、某一特定地區實現充裕度的具體做法、或通過市場運行經驗分析不同地區的充裕性機制實施效果。

以上研究一方面缺乏對不同充裕度機制的系統性比較，另一方面較少考慮充裕性機制與市場中其他相關環節設計的關系。有文獻通過多代理或系統動力學仿真分析相同市場環境下不同類型充裕性機制的優劣，但也沒有分析與其他市場環節的適應性。

我國本輪電力市場改革從2015年開始，改革的內容已經從售電開放、中長期市場逐漸到現貨市場的建設，大多數市場設計的研究重點在能量市場出清機制及結算機制設計，目標是實現現有電網、電源結構下的資源優化配置。當前的研究對如何保證發電合理的收益水平，如何保證長期的供電可靠性和降低長期的供電成本較少考慮。國際電力市場的經驗表明，電力市場設計必須要考慮對發電投資的激勵，否則可能出現周期性的發電過剩與短缺、嚴重時會造成重大停電損失。

在第一輪電力市場改革中，已有部分學者對保證發電容量充裕性的基本理論、方法進行了討論。本輪電改下，市場環境發生了變化，需要盡快結合國外的經驗和我國的具體情況對發電容量充裕性問題進行系統的研究和討論。

本文首先分析了澳大利亞南部、美國德克薩斯州(以下簡稱美國德州)和美國賓夕法尼亞-新澤西-馬里蘭州(以下簡稱美國PJM)的3個典型電力市場充裕性機制的交易時序和價格機制，介紹了相應的配套機制，包括信息披露、市場力控制和價格風險防范機制。然后，提煉不同充裕性機制的區別，并分析不同充裕性機制的適應性。在此基礎上就我國現階段電力市場改革中的發電容量的充裕性問題提出相關建議。

1.純能量市場稀缺定價

澳大利亞南部的國家電力市場(以下簡稱澳大利亞電力市場)和美國德州電力市場實施了稀缺定價機制，但對應的機制設計有很大區別。本節對這兩種機制進行介紹和對比分析。為了方便討論，后文中將澳大利亞的稀缺定價機制稱為市場稀缺電價機制，將美國德州的稀缺定價機制稱為價格增量機制。

1.1澳大利亞

澳大利亞電力市場中的發電投資信號來源于現貨市場的電能量稀缺價格，其關鍵環節和交易時序如圖1所示。

1.1.1現貨市場時序

現貨市場只有實時市場，沒有日前市場，從日前16:00開始對次日交易進行滾動預出清并向市場主體發布出清結果，發電主體可以在此期間修改報價，但必須注明修改的理由。發電主體的結算價格為實時出清的節點邊際價格。澳大利亞電力市場的發電投資信號完全取決于實時市場的電能量價格。

1.1.2價格機制

實時市場的發電側報價為純電量形式，不區分啟停、空載和可變成本，報價上限為13800澳元/(MW·h)，遠高于機組的可變成本。結算價格為電能量的節點邊際價格。

其中一個顯著的特點是：稀缺價格信號完全由發電主體的報價形成。也就是說，發電主體的電能量報價可以遠高于可變成本，從而反映電力稀缺的機會成本。

1.1.3信息披露機制

由于稀缺電價完全由發電主體的報價形成，市場需要提供全面、透明的市場信息，以反映真實的供需情況、促進市場的充分競爭。一方面可以減少市場成員濫用市場力的行為，避免出現異常的高價;另一方面可以向市場成員反映系統的真實稀缺情況，引導合理的經濟持留，促進稀缺價格的產生。

澳大利亞的中期和短期充裕度評估、滾動預出清和報價信息公開的方式為市場主體提供了充分的市場信息。

1）系統充裕度評估。包括中期充裕度評估和短期充裕度評估，中期充裕度評估機制每周發布1次未來24個月反映每日狀態的評估數據，短期評估每2h發布1次關于未來6日每0.5h的評估數據，數據內容包括考慮發電停運和檢修計劃的可用發電容量、負荷預測、備用情況等。

2）滾動預出清。每0.5h發布未來1天內每30min的預調度安排和出清價格，每5min發布未來1h內每5min的預調度安排和出清價格。

3）報價信息公開。市場主體的報價信息在運行日后1天公開發布。

以上多種方式促進市場信息的透明、公開，從而引導發電主體的合理報價。澳大利亞電力市場的管制環節相對較少，這與多方面的信息公開機制密不可分。

1.1.4市場力控制機制

在電力稀缺時段，發電主體的電能量報價可以遠高于實際的可變成本，從而抬高稀缺時段的電能量價格，以反映投資成本。這是一種經濟持留的市場力行為，屬于臨時市場力，在澳大利亞電能量市場中允許存在。

但是，監管機構需要保證市場的合理競爭，防止市場力濫用。上述信息公開機制能夠起到緩解市場力的作用。除此之外，為避免頻繁出現稀缺價格，導致發電企業獲得高額利潤，澳大利亞電能量市場規則中設計了收益限制方案，根據稀缺價格出現的頻率調整報價上限：如果稀缺價格出現頻率高于一個閾值，報價上限將降為300澳元/(MW·h)。

1.1.5價格風險防范機制

澳大利亞實時市場價格的波動性和不確定性給發電主體和用戶帶來風險。市場風險是阻礙發電投資的主要因素之一。如果沒有相應的風險規避工具，那么市場難以引導合理的發電投資。這是“缺失市場”(missing market)的問題：市場設計中有合適的市場和機制激勵市場主體投資，但由于風險的存在投資仍受到阻礙。

市場主體可通過中長期交易來規避價格風險，包括但不限于中長期雙邊合同、電力期貨及電力期權等。澳大利亞存在一類特殊的電力金融合同——單向封頂差價合約(cap futures contracts)，能夠幫助市場主體規避高電價風險。該合約的本質理念是，合同雙方約定一個執行價格，保證電能量價格不高于該執行價格。執行價格通常約等于峰荷機組的可變運行成本。

該合約中，賣方(發電主體)向買方(用戶)收取一筆按容量計算的合約費，并將現貨市場價格高于執行價格的差額返還給買方。這種情況下，用戶的最高購電價不超過執行價格，規避了尖峰電價的風險;發電主體則通過合約費鎖定部分固定收益，以回收每年的固定開支和投資成本。

1.2美國德州

與澳大利亞市場類似的是，美國德州沒有容量市場，發電投資信號來源于現貨市場的稀缺價格。美國德州的稀缺定價機制如圖2所示。

美國德州價格增量機制與澳大利亞市場稀缺電價機制的主要區別在：稀缺價格不僅取決于發電主體的報價，而且與市場運行機構事后計算的價格增量有關。

1.2.1現貨市場時序

美國德州現貨市場包括日前市場和實時市場，但沒有滾動預出清。日前市場在13:30出清，日前市場結束后進行可靠性機組組合出清。實時市場每15min為一個時段，運行時刻前1h報價關閘，關閘后市場主體不能再調整報價策略，實時市場提前15min出清。

1.2.2價格機制

美國德州現貨市場的發電電能量報價由啟動成本、空載成本和可變成3部分組成。可變成本的報價上限為9000美元/(MW·h)，遠高于實際發電的可變成本。

與澳大利亞電力市場不同的是，德州實時市場的電能量結算價格除市場出清得到的節點邊際價格外，還包括市場運營機構事后計算的價格增量。價格增量包括備用價格增量和可靠性價格增量[34]，能夠進一步反映電能量市場的稀缺信號。

1）備用價格增量。

備用價格增量與美國德州的備用輔助服務產品有關。美國普遍定義了備用輔助服務產品，并通過電能量與備用聯合優化出清的方式實現備用需求與電能量價格的耦合[35]，但德州的實時市場還沒有實現該聯合優化出清。設置備用價格增量的目的是反映電力稀缺時段的備用價值。

備用價格增量的數值與監管機構事先確定的運行備用需求曲線有關。該需求曲線通過失負荷概率和失負荷價值定義了備用價值與備用稀缺程度的關系[2]：備用水平越低，備用價值越高。因此，運行備用需求曲線定義了彈性的備用需求，反映電能量價格升高到一定程度時負荷需求側愿意降低備用、承擔停電風險的情況。

實時市場出清結束后，市場運營機構根據實時的備用水平和運行備用需求曲線計算備用價值，備用價格增量等于備用價值與系統的邊際電能量價格之差。

2）可靠性價格增量。

可靠性價格增量與現貨市場的可靠性機組組合有關。設置可靠性價格增量的目的是減少可靠性調度中的市場干預手段對市場信號產生的影響。

為保證實時供電的安全可靠，美國德州電力市場會通過日前可靠性機組組合中的指令開機或啟動負荷備用等方式來進行可靠性調度。這是一種為了系統安全而采取的人工干預行為，在增加系統備用容量的同時會降低電能量價格，扭曲市場的稀缺信號。可靠性價格增量反映了人工干預導致的電能量價格變化量[33]。

3）結算。

市場主體的電能量結算價格等于節點邊際價格、備用價格增量和可靠性價格增量3部分之和。

另外，沒有發電的備用發電容量也會獲得備用價格增量的補償。也就是說，備用價格增量反映的稀缺信號不僅體現在電能量產品上，也體現在備用容量上。而在澳大利亞電力市場中，稀缺價格僅反映在電能量價格上。

1.2.3信息披露機制

由于結算價格中的價格增量可以反映系統的稀缺程度，發電主體可以不考慮稀缺的機會成本而按真實成本報價。相對于澳大利亞的市場稀缺電價機制，價格增量機制降低了發電主體對實時供需信息的需求。

為促進市場的有序運行，美國德州現貨市場也提供了中期和短期充裕度評估的信息。除此之外，由可靠性監管機構(NorthAmericanElectricReliabilityCorporation，NERC)開展長期充裕度評估，評估未來十年的充裕度，有利于市場主體的長期投資決策。長期充裕度評估包括供給、需求以及與可靠性相關的其他事項[36]，考慮了經濟發展、輸電規劃及發電投資等與發電容量充裕性有關的長期影響因素。

1.2.4市場力控制機制

美國大部分電力市場的市場力監管理念為按成本報價，不允許發電主體的經濟持留。如上所述，由于價格增量的存在，發電主體也不需要通過經濟持留的方式來反映稀缺成本。

另外，與澳大利亞電力市場相比，美國德州電力市場建立了更精細的收益限制方案：沒有直接以市場價格的高低和頻率為判斷標準，而是根據市場結算價格實時測算發電機組的利潤。若發電機組在一年內的電能量市場凈利潤超過新建機組投資成本的3倍，則報價上限降為2000美元/(MW·h)[37]。

1.2.5價格風險防范機制

美國德州電力市場稀缺信號能夠通過備用價格增量和可靠性價格增量反映，具體數值取決于提前由市場運營機構制定的運行備用需求曲線，相應的價格波動性和不確定性低于澳大利亞電力市場。

另外，美國德州建立了日前市場，市場主體能夠通過日前市場交易規避實時的價格風險。

2。美國PJM容量市場

容量市場定義了一類新產品，即容量產品，由市場運行機構集中購買或由市場主體通過雙邊交易形式獲得。

美國部分地區、英國和歐洲等國家或地區開展了容量市場交易。其中，美國PJM容量市場運行時間相對較長，被視為容量市場的典范。本文主要介紹美國PJM容量市場的設計方案。

美國PJM電力市場的電能量和容量交易規則如圖3所示，發電投資信號主要來源于容量拍賣市場的出清價格。

2.1交易時序

PJM容量市場分為基礎拍賣和增量拍賣。基礎拍賣提前3年開始，交易標的為未來第3年的發電容量;增量拍賣包括3次，分別提前20個月、10個月和3個月組織。

PJM在容量交付年組織現貨市場。現貨市場交易時序與美國德州的現貨市場類似，包括日前市場、增量機組組合和實時市場，沒有滾動預出清。至于具體的交易時間本文不再贅述。

2.2價格機制

容量市場的投資信號主要來自于容量價格，因此本節主要介紹容量市場的價格機制。

1）報價。

容量拍賣市場報價的關鍵是核定容量產品的總容量需求和每臺機組的可供給容量(以下稱為可用容量)。

總容量需求是由政府或監管機構根據可靠性要求設置的一條反映容量價格與容量需求量關系的曲線。需求曲線的關鍵參數包括目標需求容量和對應的容量價格，需要分區、分類制定。為激勵電力系統的靈活性，容量產品除傳統發電容量產品外，還包括需求響應容量和能效資源容量，與傳統的發電容量分開拍賣。

可用容量反映每臺發電機組對系統充裕性的貢獻。傳統火電機組的可用容量可通過額定容量和停運率計算得到，可再生能源的可用發電容量尚未有廣泛認可的計算方法。歐洲早期的發電容量預測中將風能和太陽能默認為不可用容量，2015年后開始采用一個新的負荷因子來衡量可再生能源對發電容量的貢獻。美國電力市場大多根據歷史數據計算可再生能源的可用發電容量，具體指標如發電能力中間值或者平均容量因子，但這些指標沒有完全反映可再生能源帶來的風險。

2）出清和結算。

容量產品需要分區出清和結算。容量費的結算包括發電側和用戶側兩個方面。向發電主體支付的容量費為中標容量乘以所在區域的容量出清價格，所有容量費按用戶年峰荷水平分區分攤給用戶。

容量費以年度為周期計算，是一個年度不變的值，能夠激勵用戶降低負荷峰荷值，但無法激勵用戶的實時響應。

2.3信息披露機制

容量市場機制需要重視長期充裕度信息的公開。美國PJM屬于北美可靠性體系，與美國德州類似，由NERC負責長期充裕度評估。長期充裕度評估預測未來10年的備用水平，并設定了滿足可靠性要求的備用水平參考值。對政府或監管機構而言，備用水平參考值作為容量市場的購買目標，是確定容量需求曲線的參數之一。對于發電主體而言，長期充裕度評估中的備用水平預測結果和備用水平參考值的對比能夠提供有效的長期供需信息，引導發電主體在容量市場中的理性報價，引導合理的投資決策。

2.4市場力控制機制

美國PJM電力市場的市場力監管理念與美國德州類似，不允許發電主體的經濟持留。由于容量市場為發電主體提供了容量收益，PJM限制了電能量的報價上限(1000美元/(MW·h))，并在電力市場采取更加嚴格的市場力監控手段。

1）容量拍賣市場和現貨市場采用3個關鍵供應商測試法方法控制賣方市場力[7]。

2）容量拍賣市場中引入最小報價規則(minimum offer pricerule，MOPR)來保證容量拍賣的最低價格下限，防止買方市場力。

3）日前市場機組組合出清后需要開機的機組，僅允許下調報價，不允許上調報價。

2.5價格風險防范機制

容量市場環境下的市場主體同時面臨電能量價格風險和容量價格風險。電能量價格風險受報價上限的影響，波動性低于稀缺定價機制，但用戶同樣可以通過中長期交易來提前鎖定價格。對于容量價格風險，用戶可以通過自供應的形式提供發電容量。容量自供應可以看成是一種長期的發電容量雙邊交易，為發電機組和用戶提前鎖定了容量價格。

3.不同充裕性機制的區別與適用性分析

本節旨在提煉分析不同充裕性機制的本質區別。考慮到電力市場是一個完整的體系，不同方法的選擇應與市場交易模式、社會環境、市場結構等緊密結合。

導致市場力控制、關鍵配置參數、風險規避機制的不同。每種機制有各自的適用條件，需要不同的配套市場機制。下面對不同的充裕性機制進行對比分析，然后提出適用條件。

3.1不同充裕性機制設計的區別

1）產品設計。

產品設計上，容量市場機制下發電主體可以通過提供容量和電能量兩種產品獲得收益。市場稀缺電價機制下，發電主體僅通過電能量產品獲得收益。價格增量機制下，發電主體通過電能量和備用產品獲得收益。

2）報價理念。

容量市場機制和價格增量機制下，發電主體申報基于成本的報價，不含稀缺成本，市場不允許經濟持留行為。

市場稀缺電價機制下，發電企業的報價可遠高于可變成本，包含反映用戶用電效益或停電損失的稀缺成本，即市場允許發電主體的經濟持留行為。

3）市場力控制。

由于容量市場機制和價格增量機制環境不允許發電主體的經濟持留行為，市場運營機構會對發電主體報價行為進行嚴格的市場力控制。其中一個主要的方法是三寡頭壟斷測試，被用于容量市場和現貨市場中。

市場稀缺電價機制允許發電主體的經濟持留行為，因此不需要直接的市場力控制手段。主要通過充分的信息公開促進市場競爭，具體包括中短期充裕度評估機制、滾動預出清機制、以及運行日后及時的報價數據公開。

4）關鍵參數及其影響。

不同充裕性機制均需提前設定市場運行相關參數，這些參數的準確性、合理性會直接影響發電容量充裕性。

3種機制都設定了電能量報價上限，稀缺定價機制的電能量報價上限一般高于容量市場機制下的電能量報價上限。為了避免發電主體的超額利潤，兩種稀缺定價機制下均設計了收益限制方案，視情況調整電能量市場的報價上限。市場稀缺電價機制下對報價上限的調整依據為高電價出現的頻率，價格增量機制的調整依據為實時測算的機組累計收益。

容量市場機制和價格增量機制均需提前設定系統需求。容量市場機制需要設定容量需求曲線的目標需求容量和對應的需求價格。價格增量機制需要確定運行備用需求曲線的失負荷概率和失負荷損失值。容量市場和價格增量機制在引導發電投資方面各有優缺點。容量市場可以提前為發電主體提供部分收益保障，價格增量機制可以通過運行備用需求曲線及時反映市場供需情況的變化。

5）市場化程度。

澳大利亞市場稀缺電價機制下的管制行為較少，與容量市場機制和價格增量機制相比，市場化程度最高，但需要一系列的信息公開機制保證信息的充分、及時和對稱。

容量市場機制和價格增量機制相比，容量市場機制直接干預長期的發電規劃，價格增量機制則通過干預短期價格信號引導長期的發電投資。相對來說，容量市場機制的管制性更強。

6）價格風險規避。

3類充裕性機制環境下的市場主體都可以通過金融衍生品市場規避現貨價格的風險。澳大利亞設計了一種特殊的金融衍生品——單向封頂差價合約，來幫助用戶規避高電價風險。

單向封頂差價合約的合約費一定程度上實現了容量費的效果。但與容量市場不同的是，單向封頂差價合約的價格信號取決于公開、透明的合約交易，能夠在充分競爭的條件下反映真實的供需情況。而容量市場的需求由監管機構集中決策，產生的價格信號受管制行為影響。單向封頂差價合約能夠將價格風險和投資風險的判斷分散到所有市場主體，從而避免集中決策的片面性。

7）對靈活性的激勵。

稀缺定價機制通過電能量價格為電源和用戶提供分時(15min)的價格信號，而容量市場通過容量費的形式提供的是年度不變的價格信號。相對來說，稀缺定價機制能夠更有效地激勵靈活性資源響應。也有學者提出容量費按失負荷概率分攤到不同的時段，從而實現對靈活性的激勵。

3.2適應性分析

1）適用條件。

系統預測能力。容量市場機制和價格增量機制分別需要由市場運營機構設定長期容量需求和短期備用需求，如果需求預測不準確，將給市場帶來錯誤的信息。因此，這兩種機制均要求市場運營機構具有準確預測系統供需的能力。

成本監審能力。容量市場機制和價格增量機制下的報價都是一種基于成本的報價，不允許發電機組的經濟持留，因此要求監管機構有較強的成本監審能力，能準確判斷市場主體的市場力行為。

信息要求。市場稀缺電價機制對系統預測能力、成本監審能力都無特別要求，但要求為市場主體提供充分、及時、對稱的信息，及時反映供需情況的變化，促進市場主體的合理報價。容量市場機制要求提供長期的供需信息，為發電主體的容量報價提供參考。

用戶特性。稀缺定價機制要求零售市場活躍、需求響應充足，將現貨市場的稀缺價格信號有效地傳導至用戶側，提高用戶側效率。而容量市場對用戶特性無特別要求。

2）配套機制。

充裕度評估。3類充裕性機制均需要配套充裕性評估機制，并及時發布。其中容量機制必須配套長期充裕度評估。

市場力控制。容量市場機制和價格增量機制需要對現貨市場的報價、出清進行嚴格的市場力監控。市場稀缺定價機制則需要滾動預出清機制幫助市場主體及時了解實時的供需狀況。

信息披露和風險規避機制。對于市場稀缺定價機制，需要配套市場報價信息公開的信息披露機制，促進市場信息的充分、及時和對稱。此外，還需要配套合理的風險規避機制，如單向封頂差價合約，為市場主體提供充分的風險規避手段。

4.對我國電力市場設計的建議

1）盡快研究不同地區的充裕性機制。目前我國大多數地區的電力交易產品不夠完善，發電企業的收入來源單一。近期，國家發展改革委發布關于全面放開經營性電力用戶發用電計劃的通知。早期發電企業能夠通過高比例計劃電量合同保證部分收益，但隨著發用電計劃的放開，發電企業的收益將面臨更大的不確定性。需要盡快研究保證發電容量充裕性的方法，避免供需形式的變化造成新一輪的發電容量不足。

2）澳大利亞的市場稀缺電價機制不適合我國目前的市場環境。我國電力市場信息公開機制嚴重不足，市場透明度不高，不能很好支撐這種市場化程度高的充裕性機制。

3）容量市場需要在電能量市場外組織，并要求能夠準確預測未來的容量需求。我國市場建設還未完善，直接開展容量市場對于現階段來說難以立即實現。由于其對零售市場的活躍度、需求響應能力沒有特殊要求，未開放零售市場的地區可以考慮采用容量市場機制。

4）價格增量機制適合我國現階段大多數地區的市場環境，主要原因有以下4點：

①我國的信息披露機制不完善，價格增量模式對實時信息披露的要求不高。

②備用價格增量的相關參數由監管機構核定，市場價格的整體可控性較強。

③第二輪電力市場改革以零售市場改革試點為起點，稀缺價格有利于提升零售市場活躍地區的用戶側效率。

④在可再生能源不斷增多的情況下，稀缺價格有利于激勵系統的靈活性。

5）發電企業的計劃電量合同可以作為一種過渡或補充的發電容量充裕性機制。計劃體制下由政府分配給發電的計劃電量電價綜合考慮了可變成本和容量成本。在現貨市場的全電量競價模式下，可以將計劃電量合同轉為政府授權差價合約，在不影響實時調度效率的情況下給予發電企業一部分容量收益。

從這個角度考慮，在發電容量充裕度機制未完善的情況下，不易過快放開發電計劃。實際市場設計中可以采取將政府授權差價合約與價格增量機制相結合的模式。初期的發電報價上限和價格增量上限水平可以設置在較低水平。隨著計劃發電量的放開，價格增量上限水平可以逐步提高，具體數值需要根據實際的運行情況進行測算。另外，在價格增量較高的情況下，可以參考澳大利亞的單向封頂差價合約設計類似的合約交易，幫助市場主體規避高價風險。

6）為保證發電容量的充裕性，除了具體的充裕性機制設計外，還需要完善相應的配套措施，包括信息披露機制、成本監審機制、市場力監控機制及風險規避機制等。另外，價格上限的設置需要和其他市場設計相協調。如果考慮到社會安全穩定而設置了過低的電能量市場價格上限，那么需要通過其他機制(如容量市場、價格增量)補償發電的固定成本。如果設置了較高的價格上限，則需要定期評估發電機組的收益，根據評估的收益適時調整發電報價上限，避免發電主體獲得超額利潤。

5.結語

電力市場中如何保證發電容量的長期充裕性，是相關市場設計需要考慮的一個重要目標或約束，在可再生能源比例逐漸增加的情況下變得更加重要。本文詳細介紹了3種典型的發電充裕度機制，分析了其設計理念的核心差異及在市場力控制、關鍵配置參數、風險規避機制等方面的不同。

討論了每種機制的適用條件以及所需的配套市場機制。3種機制沒有絕對的優劣之分，各有對應的適用條件。還有一些其他類型的充裕性機制，如固定電量合同、容量支付、戰略備用機制，本文沒有詳細討論，也各有其適用的情況。實際電力市場的設計中首先要根據市場的整體環境特點選擇可行的機制，然后進行相關配套機制的設計并進行定量的分析測算。