2023年9月，国家发展改革委、国家能源局印发了《电力现货市场基本规则（试行）》（简称《基本规则》）。《基本规则》不仅对电力现货市场提出了规范建设要求，也对与现货市场耦合的中长期市场、辅助服务市场、容量补偿机制和容量市场提出了明确的发展要求，“体系化”设计思想在《基本规则》中得到充分体现。国内外电力市场建设经验和实践结果表明，容量补偿机制和容量市场是完善电力市场体系建设的重要环节，《基本规则》明确了电力现货市场环境下发电容量成本回收机制的建设方向。
容量补偿机制和容量市场是我国发电容量充裕的兜底保障机制
电力系统可靠性包括充裕度和安全性两个方面，充裕度要求电力系统具有足够的发电容量和输电容量，容量充裕是保证能源电力安全的前提和基础。
在“双碳”目标背景下，随着可再生能源发电的大规模接入，火电机组正加快由常规主力电源向基础保障性和系统调节性电源转型。然而，在现行电力市场机制下，火电机组通过参与电能量市场和辅助服务市场难以实现成本回收，发电企业投资意愿降低，能源电力安全存在隐忧。因此，亟须设计发电容量成本回收机制，确保电力系统发电容量的充裕性。2022年1月印发的《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》提出各地区根据实际情况，探索稀缺电价、容量补偿机制、容量市场等多种方式，因地制宜建立发电容量成本回收机制。
稀缺电价将电能量市场价格上限与失负荷成本挂钩，为系统提供顶峰支撑的发电机组能够通过供应短缺时的尖峰电价回收投资成本。稀缺电价模式完全依靠市场供需调节，电价波动较大，容易引起市场力滥用与价格操纵，市场稳定运行存在风险，社会接受难度大，与我国保供稳价的实际需要不相适应。
容量补偿机制根据电力负荷预测、能源电力规划、可靠性要求等因素核算确定对发电企业可用容量的补偿标准。容量补偿机制能够对发电机组的固定成本进行直接补偿，保证发电企业的持续运营能力，并实现刺激发电容量投资的目的，与我国现阶段电力市场的建设发展需求相符。
容量市场是一种发电容量集中拍卖机制，以发电企业的可用装机容量为拍卖标的，对电源的装机容量和补偿价格进行出清和结算。容量市场通过市场竞争方式满足电力系统对发电容量的充裕度要求，能够实现电力系统供应的安全性和发电容量建设的经济性。容量市场在运转模式、实现流程等方面与容量补偿机制存在较大差异，机制设计复杂，可以作为我国发电容量成本回收机制的发展方向。
立足我国国情以及能源电力建设现实需求和发展趋势，容量补偿机制和容量市场是适应我国国情实现发电容量充裕性的兜底保障机制。
《基本规则》指明容量补偿机制和容量市场的发展方向
《基本规则》以激励各类电源投资建设、保障系统发电容量充裕度、调节能力和运行安全为出发点，为我国容量补偿机制和容量市场建设指明了方向。容量补偿机制可以分为传统容量补偿机制和市场化容量补偿机制。传统容量补偿机制类似于政府或监管机构核定容量电价，操作简便易行。传统容量补偿机制、市场化容量补偿机制和容量市场相互关联、逐级递进，适用于不同发展时期的电力市场体系，可以作为发电容量成本回收机制接续开展的三个阶段。
目前，全国统一电力市场体系和电力现货市场稳妥有序推进，考虑到容量补偿机制与电力市场建设尤其是与电力现货市场衔接的内在需要，《基本规则》明确以市场化容量补偿机制起步，以容量市场为目标模式。市场化容量补偿机制需要建立市场化交易平台和交易规则，形成健全的监管机制和完善的评估方法，计及与电力现货市场的相互影响，通过市场化手段和机制确定合理的补偿标准和补偿方式，激励发电企业增加容量供给，提高新增发电容量的可靠性、多样性和竞争性。
随着不同层次电力市场发展的日趋成熟，中长期市场、现货市场、辅助服务市场运行的日益协调，当条件成熟时，《基本规则》提出建立容量市场。容量市场应建立充裕度评估机制，精细化确定容量需求，通过开展长、中、短期评估生成容量需求信号。需求曲线设计是容量市场建设的核心技术环节，应通过精细化容量市场模拟，科学计算最优需求曲线。此外，应设计丰富的竞拍方式，提升竞拍频次，增强市场流动性，提升容量市场效率。
此外，在电力现货市场环境下，《基本规则》强调做好容量市场与现货市场的衔接。现货市场和容量补偿机制能分别解决短期供需平衡问题和长期容量充裕性问题。为确保系统运行可靠性和电源成本回收，现货市场和容量补偿机制设计存在密切的耦合关系。发电机组应能通过参与不同品类电力市场实现全成本回收。现货市场中市场限价、市场结算、发电成本调查等不仅影响现货市场运行，也影响容量补偿机制设计，因此需要做好容量补偿机制与现货市场的有效衔接。
我国容量补偿机制和容量市场建设的展望与建议
逐步建立市场化容量补偿机制和容量市场是应对我国电力市场建设新形势新要求的重要举措，是构建统一电力市场体系、推进电力现货市场建设的系统性工程，是保障我国发电容量充裕和能源电力安全的必由之路。容量补偿机制和容量市场建设应与我国电力体制改革进程相协调，科学合理、稳妥有序开展规则制定和机制设计。
一是加强容量市场与电能量市场、辅助服务市场衔接。容量市场是发电容量成本回收机制未来的发展方向。结合前文，电力市场体系建设应加强顶层设计，坚持系统观念，以协同提升容量利用和投资效率为导向，加强容量市场与电能量市场、辅助服务市场的有机衔接。
二是建立区域协同型容量市场。我国不同地区在资源禀赋、电源结构、负荷特性等方面存在较大差异，各地电力市场发展进程参差不齐，市场规则差异较大。此外，发电容量具有空间属性，跨省跨区协同调配有利于发电容量在更大范围内的优化配置，支撑区域及全国统一电力市场建设。因此，区域协同型模式是容量市场的发展方向，能够提高区域及省内发电容量资源的配置效率，实现不同层次市场的相互耦合、有序衔接。区域协同型容量市场在发电容量互补性强的区域融合省域市场，以省为单位划分节点交付区域，各省形成差异化容量价格。
三是制定相对统一的计算流程和标准。容量补偿机制和容量市场均需要明确相对统一的计算标准和流程。一方面，应制定统一的系统可靠性指标计算流程。系统中远期的发电容量需求与系统可靠性要求密切相关，国家层面应明确可靠性指标确定流程和计算流程，提出清晰的原则标准，给予市场主体可预期的市场需求。另一方面，坚持技术中立原则，将各类电源实际能够为系统提供的可靠容量作为补偿依据，提出各类电源有效容量的计算标准和流程，统一各类电源的补偿标准。
四是容量市场建设应与电力系统规划兼容互补。电力规划和容量市场均能实现发电容量的配置。电力规划分为短期（5年）、中期（10-15年）和长期（20-30年）规划，容量市场通常可以满足未来3~4年的系统容量需求。因此，容量市场可以实现电力规划的短期功能，电力长期规划可以由不同阶段的容量市场滚动完成。电力规划作为顶层设计和全局变量，为容量市场新增容量限定增长范围，明确容量市场建设的宏观方向。容量市场是电力规划的微观实现手段和局部变量，通过市场机制提高容量配置的竞争性、科学性和经济性。容量市场建设在模型构建、机制设计等方面应与电力规划互动支撑、迭代优化，实现兼容互补。
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