自2015年電改9號文發布以來，我國的電力市場改革已經跨過了數個里程碑。到2019年9月為止，所有八個現貨市場試點省份均已完成試結算甚至實際周結算。

總體看來，現貨價格的時間和位置信號已經初步體現，市場參與主體對現貨市場有了充分的認識，用戶對現貨市場可能帶來的低電價充滿著期待。市場設計人員和主管機構接下來的主要工作將是如何進一步完善現貨定價機制并促進現貨與中長期交易的有效銜接。

但是，目前的現貨試點也暴露了大量的問題，包括法規不健全或不適應現貨市場建設需要、監管架構和管理方式過時、規則設計人員和監管人員經驗不足、配套軟/硬件不足、現貨市場定價與政府強制性降電價目標不協調等等。

所有這些問題集中導致了部分市場的規則設計隨意且混亂、設計目標相互沖突、監管方法簡單粗暴。可以預見，在未來的幾年里，電力市場很可能仍舊是一個充滿風險的市場，無法真正達到中、短期內改善效率的目的。

而且，由于市場總體供過于求，現貨價格接近邊際機組的短期可變成本。在煤電機組繼續占主導地位并為邊際機組時，正如試運行顯示一樣，現貨價格因此會波動不大，降低了利用中長期避險的意愿。低現貨價格也直接導致了用戶不愿意以高于現貨價購買中長期合約。

但另一方面，電廠卻不愿意以短期可變成本的現貨價出售合約，因為短期可變成本定價將導致企業長期投資成本無法收回，進而虧損，中長期交易市場可能因此無以為繼。如果這一趨勢持續相當長的一段時間，在缺乏相關配套措施的情況下，發電資產可能最后就只剩下低價拋售或關停這一條路了。

大量機組的提前關停反過來又威脅到電力系統的安全可靠性，無法促進資源的有效配置。因此，在現貨市場外再制定一個合理的容量定價機制非常必要，而且也相當緊迫。

一、北美容量定價機制的種類

從已有的現貨市場來看，世界上并沒有一個放之四海而皆準的標準容量定價機制。合適的容量定價機制通常與當地的監管歷史、資源稟賦、市場結構、以及市場參與主體的接受程度密切相關。評價一個容量定價機制的好壞必須從當地的實際情況出發。

北美(本文僅討論美國和加拿大)共有9個集中式現貨市場：PJM、紐約、新英格蘭、MISO、SPP、加利福尼亞州、德克薩斯州、安大略省和阿爾伯塔省。九地的容量定價機制可以粗略地分為四類:純能量市場、容量市場、混合市場和縱向一體化市場（見圖1）。

純能量市場：德克薩斯州和阿爾伯塔省

德克薩斯州和阿爾伯塔省只有能量市場，沒有容量市場（業界通常稱之為“純能量市場”）。兩地各有一個與其他市場非常不同的地方：阿爾伯塔省根本沒有任何市場力控制措施，而德克薩斯州則有全北美最高的價格帽（每千瓦時9美元）。雖然兩地調度/交易機構在近幾年均表達了建設容量市場的必要性和意愿，但兩地都沒有獲得足夠的政府支持。容量市場的討論最后都不了了之。

但總體來講，兩地現貨市場非常成功：電價常年保持在合理的低水平，新增機組也持續加入。但其成功可能與當地獨特情況有關，而不應該被當作通例。首先，兩地均位于北美天然氣最富有的地區，而且土地及環境監管成本較低，充足的燃氣保證和低廉的成本有助于容量成本相對較低的新增燃氣電廠的加入。只要現貨價格合理，容量定價機制并非優先考量。

其次，兩地有著北美最活躍的零售市場，而零售市場的價格往往必須與中長期交易掛鉤，減少了用戶搭便車只付現貨價的機會。第三，兩地長年由特定政黨執政，而該政黨對短期的高電價有較強的承受能力，不會隨意干預市場。

容量市場:PJM、紐約和新英格蘭

PJM、紐約和新英格蘭有著世界上最為成熟的集中式能量市場和容量市場。在這些市場，獨立電廠大量存在（尤其是在紐約州），容量市場相對容易設計和操作。容量供應方可以是電廠、用戶、區外電廠和儲能。所有供應方均在同一平臺集中競價。在考慮網絡阻塞后，報價低的供應方優先成交，以統一價格出清（也可以是分區統一價出清）。所有轄區內電廠均強制參與，并受市場力控制機制約束。

供應方能參與競價的有效容量（Unforced Capacity或UCAP）通常小于實際裝機容量（Installed Capacity或ICAP），這是因為成交的容量必須是在需要時能實際出力的容量（或者降低負荷）。對于燃氣和燃煤機組，有效容量是裝機容量減去季節性調整，再減去緊急停機故障容量。對于可再生能源和儲能，有效容量則通常是歷史系統負荷高峰時的平均實際出力。對于用戶，有效容量則往往為系統負荷高峰時該用戶的平均負荷。

每個市場均有績效考核。如果容量供應方在系統需要時并沒有提供出售了的容量，供應方會受到財務懲罰。而且在下一次容量拍賣中，該供應商可供出售的容量也會相應降低。績效考核是保證容量質量的必要手段。

容量市場設計的一個關鍵組成部分是需求曲線，它與當地的可靠性標準4和新增機組的固定成本密切相關。通常地講，可靠性標準越高，容量需求越大；新增機組的固定成本越大，容量需求曲線越高。各地的需求曲線可能因為當地的實際情況和市場參與主體的接受程度有不同的形狀（圖2）。最后，容量市場的出清價為供給曲線與需求曲線的交匯點。

容量市場通常在實際交貨的前幾年運行，因此容量市場也往往被稱為遠期市場（Forward Market）。提前數年的定價讓新增電廠有足夠的時間進行融資、開發和建設。PJM和新英格蘭還允許新增電廠用同一價格鎖定多年（新英格蘭允許多達7年），有助于進一步降低電廠的融資成本。

容量的購買方一般是調度/交易中心（ISO）。調度/交易中心然后將購買成本按售電公司的容量責任按比例分攤。

縱向一體化：SPP、加利福尼亞州和MISO

SPP和加利福尼亞州沒有容量定價機制。由于各州均有相應的法定容量裕度要求而且大多數售電公司自己擁有電廠或與獨立電廠簽有長期供電合同，電廠的成本計入售電公司的監管收入要求，容量定價機制因此沒有必要。在SPP和加利福尼亞州，零售市場要么不開放，要么不發達。集中式交易的主要目的似乎是通過售電公司的電廠間公開競爭，來降低全系統的短期和長期發電成本。

MISO和SPP高度類似，其轄區內售電公司和電廠高度一體化。但MISO還是設立了一個自愿性（有零售競爭的兩個區除外）的容量市場。MISO的容量市場成交價很低，交易也不活躍。其諸多設計細節亦不同于其他市場，反映了MISO轄區內有零售競爭的州和沒有零售競爭的州之間的顯著利益差異。

混合市場：加拿大安大略省

安大略省采取了與其他市場完全不同的容量定價機制。這種機制與安大略省的改革過程密不可分，多年來也遇到了諸多挑戰。安大略省目前正在研討如何改進容量定價機制。

安大略省電力市場運行正式始于2002年。其時正當加州能源危機剛剛過去，再加上省內其他原因，新增機組融資相當困難或成本高昂，許多議擬的私有新增機組都被取消。為了按時關停所有燃煤機組，省政府設立了安省電力局（Ontario Power Authority或OPA），授權OPA與私有投資簽訂購買合同。

購買的過程是一個競爭性投標過程：OPA公開需要購買的燃氣機組容量總量并出具標準化合同文本，總成本報價最低的公司中標，直到總容量購滿為止。合同條款包括每月容量費要求、熱耗、燃料價格計算方式、維護與運營成本、啟動熱耗等等。

但是，OPA合同設計了一個巧妙的容量成本抵消機制：如果某一小時的現貨市場價格高于合同設定的（基于公式的）可變成本（燃料成本加維護與運營成本），那么該機組就被認為在該小時產生了利潤（不管該電廠是否真的創造了利潤，甚至是否出力）。估算的利潤要用于抵消該月的合同容量費。這一機制有效地擬制了電廠運用市場力的動機，因為提高電價的后果是雖然能量收入可能提高了，但該月的容量費卻相應地減少了。

同時，該設計也并不會鼓勵電廠報低價，因為最終容量費的計算與實際發電量無關。電廠最終還是會依據實際成本合理報價。

二、北美容量定價機制的效果及潛在問題

北美容量定價機制效果明顯，包括提供現存機組額外收入，吸引新的機組進入，降低現貨市場價格并減少其波動。但是，它也暴露了許多潛在的問題，比如容量市場無法保證對付間歇性能源所需要的爬坡能力，容量市場細節極其復雜，加拿大安大略省的容量費過高等等。

競爭性容量市場出清價

電廠在容量市場中的報價通常反映了電廠的容量成本和在現貨市場中的預期利潤。因為容量成本(比如土地和環境成本)、現貨市場收入（節點價格等）和競爭程度均與當地具體情況密切相關，容量市場出清價因此可能差別很大。

甚至在同一市場，不同的區域也可能有非常不同的容量價格。圖3列出了幾個市場和同一市場的不同區域的容量價格。可以看出，在過去的幾年中，容量定價在不同地區大小不一：從接近于每年0美元/千瓦到高達每年160美元/千瓦。

吸引電廠投資

競爭性容量市場在PJM、紐約和新英格蘭地區起到了吸引電廠投資的重要作用。盡管面臨燃煤機組因環保規則趨嚴和成本劣勢而逐漸退出市場，新的燃氣機組卻在容量收入的支持下源源不斷的加入。

在德克薩斯和阿爾伯塔，新的燃氣機組在高能量價格的支持下也不斷增加。（圖4展示了幾個市場從2008到2018年的新增燃氣機組）可以看出北美幾大容量市場和純能量市場的新增燃氣機組在過去的10年中一直源源不斷的增加。各地的容量裕度始終保持在合理的水平（15%-20%）（注：德克薩斯沒有可靠性容量裕度要求）。

競爭性容量減少甚至消除稀缺價格

容量市場是為解決“缺失的錢”的問題而設立，但它反過來可能更進一步加劇“缺失的錢”的問題，因為它會降低現貨價格，尤其是稀缺價格。（圖5列舉了三個市場在2018年日前市場的前10%最高出清價）可以看出，在有容量市場的紐約市和PJM的RTO區，日前市場價在前35個小時遠遠低于沒有容量市場的德克薩斯州的休斯頓市。而且紐約市和PJM的價格遠遠低于其1000美元/兆瓦時的價格帽。容量市場對現貨稀缺價格的擬制作用相當明顯。

換一個角度看，休斯頓市的高價也恰恰反映了純能量市場中少數幾個小時的高價對電廠的收入是何等重要。如果政府決策者無法容忍高電價（甚至是短暫的高電價），容量市場或其他容量定價方式是必然選擇。

面臨的挑戰

目前北美容量定價機制面臨兩個突出的問題：一是可再生能源帶來的挑戰。二是混合市場帶來的高成本（安大略省）。

可再生能源的間歇性和不確定性給系統安全帶來了嚴重挑戰，也給傳統電力市場造成困擾。目前現貨規則的主體架構是20年前基于相對穩定的負荷需求和以煤/氣機組為主要電源而設計的。大量含補貼的可再生能源進入市場一方面壓縮了傳統電源的利潤空間，也對系統的靈活性提出了更高的要求。盡管容量市場補償了傳統電源在能量市場中的部分損失，但對高靈活性電源通常并無特別優惠。

因此，如何保證購買足夠的高靈活性容量成了迫在眉睫的問題。

鑒于核電在能量和容量市場的收入并不足以維持其生存，而部分州政府又必須完成其低碳目標，這些州也開始對核電設施發放補貼（比如紐約的零排放補貼ZeroEmissionCredit或ZEC）。和可再生能源補貼一樣，對核電補貼對容量市場造成了相當的困擾，因為其他傳統發電資源并無此額外收入來源。各地區因此正在研究改進容量市場規則，以減輕甚至完全避免補貼對容量市場產生的副作用。

安大略省的混合市場也為現貨市場的可持續運行帶來了挑戰。一方面是因為競爭的不充分而帶來的高成本，另一方面是長期合同（一般20年）帶來的不靈活性。雖然合同簽署過程是一個公開競價過程，但因為缺乏參與和信息不對稱，競爭并不充分。事后來看，合同容量成本已經遠遠高于其他相鄰市場的競爭性容量成本。而且，長期合同的財務風險完全由用戶承擔，沒有競爭性市場所有的風險分攤機制（容量費有效期通常以一年為期）。

另外，競爭容量市場設計變得越來越復雜，管理程序越來越多，變得越來越難以理解。

三、一個適合于中國國情的容量定價機制

中國與北美相比，有幾大不同之處。首先，北美系統規劃（包括電網和電源）職能尤其是清潔能源標準主要歸省/州一級政府或其代理機構，而在中國，很大一部分職能在國家層面。全國性的電源規劃（比如中/西部大水電）和可再生能源政策對某些受端省份自行設立容量目標構成挑戰。

第二，北美各州/省基本上都有成熟的售電體系，容量責任歸屬很容易明確。而在中國，電改才剛剛起步，許多利益關系包括收費標準都沒有厘清。

第三，北美現貨市場運行多年，能量市場價格和邊際發電資源成本相對透明，容量產品的定義相對清晰。而在中國，現貨還處于試運行階段，市場設計還有很多改進空間，容量產品定義和定價比較困難。

第四，北美監管體系相對完善，市場觀念深入人心，推動容量定價機制比較容易被廣大市場參與主體接受。而在中國，監管責任重疊，企業責任不明，新的容量定價機制可能受到諸多利益攸關方的制約。

這些國情決定了中國的容量定價機制將與北美有很大相同。除了借鑒國外經驗和教訓外，中國有必要探索一條符合國情的容量定價道路。

進一步完善現貨市場規則設計

正如其他國家的成熟市場所證明，一個成功的容量市場是建立在一個成熟的能量市場基礎上。“缺失的錢”的起因除了可靠性容量要求和經濟性容量要求不一致外，還有其他許多原因。現貨市場要盡量有針對性的解決已發現了的問題，保證能量價格更合理地反映真實成本，努力將“缺失的錢”的問題解決在源頭上。

因此，中國應該首先注重完善現有的現貨市場試點，糾正已發現的錯誤。現貨市場設計涉及電力系統的方方面面，對設計人員的素質要求非常高，也對軟/硬件的質量要求苛刻（尤其是在集中式市場），對監管人員也是巨大挑戰。

如果條件暫時不具備，應該給予試點省份更多的時間。待一個或多個試點成功后，再將成功的案例在全國推廣。一個糟糕的現貨市場設計往往比沒有現貨更糟糕。

厘清全國性戰略電廠與省級容量需求的關系

在容量市場建立前，要進一步明確全國性戰略電廠與受端省份（比如三峽電站與浙江/廣東）的關系。全國性戰略電廠的建設是基于國家發展戰略，盡管多方受益，但受端省份可能因為享受可靠且便宜的電源而受益最大。

因此受端省份有責任負擔電廠的相關容量費用。但因為戰略電廠的建成與運營并非完全基于經濟性，不存在關停的問題。因此，其收入必須受到保障，容量費與電能費短期內完全分開可能并無必要。

如果受端省份設立各自的容量市場，受端省份必須與國家主管機關、國家電網/南網等確認可送容量。這點在外來電占比較大的省份尤其重要，因為外來容量的少量變化（比如1%）就會對受端省內的系統可靠性和內部容量需求產生重大影響，進一步影響省內容量價格。

短期內（現貨市場成功運行的3~5年內）以容量付費為宜

如前所述，短期內，改進現貨市場設計和促進短期效率應該為工作的重中之重，畢竟在源頭上解決問題通常最為有效。競爭性容量市場可在積累更多的現貨運行經驗基礎上再予以施行。從目前國內現貨試運行看，3、5年內現貨市場很難成熟。但是，競爭性容量市場的前期研究工作卻非常必要，而且也應該盡快展開。

鑒于國內目前普遍供過于求并且現貨價格過低，在競爭性容量市場展開前，可以考慮給與電廠一定的容量補償。容量補償必須基于實際有效容量，費用標準可以根據典型邊際機組的成本和預期現貨市場收入來核算（也可以每月采取類似于加拿大安大略省的事后核算）。當然，還必須有懲罰性措施，保證在系統供需特別緊張時，購買了的容量能夠及時提供電源。毫無疑問，這種補償機制見者有份，并非促進長期效率的機制。因此，它只能作為過渡性措施。

廣東對高成本（燃氣）機組的補貼也可以看作是對特定電廠的容量補償機制。但廣東的做法是基于實際發電量，這樣會強烈扭曲電廠的報價行為，因為發電越多補貼越大。建議廣東將容量付費與實際發電量分離，這樣電廠會根據自己實際成本在現貨市場合理報價，因此不會造成社會效益損失（即高成本機組不會先于低成本機組受到調度）。

在中長期交易和現貨交易中，目前一個的常見現象是“惡性競爭“，即電廠報價往往低于其短期可變成本，導致成交價過低。形成此一現象的原因可能很多，有主觀的，也有客觀的。主觀的有對規則的不熟悉、電廠/公司考核仍舊以發電量為主等等，客觀的有場外補貼和行政干預。但也可能是真正的機會成本低于短期可變成本，比如燃煤機組為避免晚間停機和熱電聯產機組避免供熱時下調出力而報低價。

不反應真實機會成本的“惡性競爭“是從計劃到市場的轉型陣痛，沒有必要過于擔心。如果電廠/公司虧損太多，主管人員的考核便會出問題。時間一久，“惡性競爭“也就自然減少甚至消失了。

但由于國內電廠（尤其是國有電廠）承擔了很多社會責任（比如就業和退輔安置），利潤并非其唯一目標。在沒有配套措施前，“惡性競爭”也許會持續相當長的一段時間。但是，“惡性競爭”又會使“缺失的錢”的問題更加突出。因此，國內可以參考短期實際成本和機會成本設定一個合理的地板價，適當控制“缺失的錢”的問題。

中長期（現貨市場成功運行3~5年以后）建立競爭性容量市場

長期來看，競爭性容量市場是電力市場發展的大方向，這從在世界各國逐漸接受容量市場可見一斑。容量市場與其他容量補償機制相比，最大的好處也許是通過公開公平的競爭，讓所有市場參與主體、所有技術都處在同一起跑線。這有助于低成本的機組和新技術的加入，最終降低電力系統容量總成本。北美的容量市場除了吸引了高效率的新燃氣機組加入外，也促進了新技術的開發和應用，比如需求響應的數字化使得小用戶也可以集合參與、新儲能技術的開發和迅速推廣、可再生能源效率的進一步提高等等。（本文僅代表作者個人觀點）

注1：為簡單起見，我們將能量、備用和調頻市場統稱為能量市場。

注2：阿爾伯塔省的市場監測機構（Market Surveillance Administrator）有一個報價指南，但本質上不是一個市場力控制機制。報價指南允許電廠按長期邊際成本（包括容量成本）報價，而非短期邊際成本。

注3：比如在阿爾伯塔省，2/3的用戶是由當地配電公司托底。法律規定，其零售價格必須與當月的期貨價格掛鉤。

注4：容量要求通常依據可靠性標準用蒙特卡羅模擬來測算。輸入信息包括（但不限于）需求預測、機組故障率、計劃維修、可靠性能源、主要輸電斷面，等等。