《新型电力系统建设“十五五”规划》中明确提出，持续完善煤电、气电、抽水蓄能、新型储能等调节性资源容量电价机制，建立可靠容量补偿机制，按统一标准对电力系统可靠容量给予补偿。条件成熟后，积极探索形成保障可靠容量的市场化机制，在具备条件的地区适时建立容量市场。因此，适配新型电力系统建设需求、构建科学完善的容量保障机制，是保障电力中长期供应充裕、理顺多元资源收益体系的重要举措。
来源：微信公众号“中能传媒研究院” 作者：凡鹏飞 董厚琦 武赓（电力规划设计总院）
一、新型电力系统对容量保障机制的需求
《新型电力系统建设“十五五”规划》中明确提出到2030年初步建成安全可靠、绿色低碳、坚强韧性、智能灵活的新型电网，实现28亿千瓦以上新能源高水平消纳。未来随着风光等新能源装机规模和发电量占比的提升，传统煤电机组退役转型，叠加自然灾害频发，电力系统的可靠容量保障压力持续提升，系统可靠容量裕度要求不断提高，电力系统将从传统关注电量平衡转型为关注电量和容量平衡。建立容量市场机制，通过市场化手段保障系统可靠容量供给，是适配电源结构转型、多元调节资源规模化发展、全国统一电力市场建设的现实需要。
一是适配能源结构及功能转型需求。随着新能源装机及发电量占比逐步提升，煤电在系统中角色逐步由以发电为主转向兜底保供和系统调节，仅依靠电能量市场难以回收固定投资成本。需要通过容量保障机制区分电源可靠顶峰能力，对煤电、气电、核电、水电等资源的容量价值予以市场化补偿，改变主要依靠发电获利的传统模式，保障兜底支撑电源合理留存，建立支撑性电源可持续发展的收益补偿机制。
二是激发新模式新业态多维价值需求。按照“十五五”规划目标，新型储能、虚拟电厂等新模式新业态快速发展，2030年新型储能装机达到3亿千瓦、虚拟电厂最大调节能力不低于5000万千瓦、车网互动聚合可调规模达5000万千瓦，大量分布式、聚合型新业态成为系统容量供给主体。传统容量机制难以匹配新业态发展需求，需要通过容量保障机制打通新业态新模式的盈利途径，把新型储能、虚拟电厂、构网型新能源等纳入容量资源池，充分释放负荷侧容量价值。
三是对接全国统一电力市场建设需求。“十五五”期间西电东送规模将超过4.2亿千瓦，全国统一电力市场加速构建，省间互济能力进一步增强，不同省份的容量盈余、缺口情况存在明显时空差异，需要通过容量市场机制打通省间容量交易通道，实现容量资源跨区域优化配置；做好容量市场与电能量市场、辅助服务市场的协同，助力形成“电量回收可变成本、容量回收固定投资、辅助服务回收调节价值”的完整市场体系。
二、容量保障机制的价值功能
在新型电力系统建设进程中，新能源大规模高比例并网，虚拟电厂、新型储能等多元灵活性资源快速发展，系统有效容量保障压力显著增大，电源投资回报逻辑发生深刻重构。传统电能量市场主要基于电量建立，难以充分体现顶峰电源、储能、虚拟电厂等主体的可靠容量价值。容量市场机制围绕系统可靠供电能力开展市场化交易与补偿，能够有效弥补电能量市场的不足，其核心价值功能主要体现在以下方面。
一是保障中长期系统容量充裕度，守住电力安全底线。高比例风光新能源具有强波动性，其可靠容量远低于装机容量，系统面临“装机充足、可靠容量不足”的矛盾。能量市场仅依靠短时电价信号，难以稳定引导顶峰资源投资。容量市场以中长期合同形式采购系统所需可靠容量，面向火电、储能、虚拟电厂、可调节负荷等资源明确容量供给义务，从市场机制层面锁定系统所需供电能力，对冲新能源出力波动、极端天气带来的供电缺口风险，为构建安全充裕的新型电力系统提供制度保障。
二是重构电源投资回报机制，引导各类资源合理规划建设。传统火电逐步由电量主体向调峰顶峰电源转型，机组利用小时数持续下降，仅依靠发电电量收益难以覆盖固定投资成本，传统依靠电量的盈利模式难以为继。容量市场将容量价值与电量价值分开核算，资源可以通过提供可靠容量获取稳定补偿收益，改善火电机组等顶峰电源、长时储能的盈利预期，同时通过市场化竞争筛选经济性更优的容量资源，引导社会资本向具备可靠供电能力的项目倾斜。
三是兼容多元新型主体，激活需求侧与分布式资源潜力。新型电力系统下虚拟电厂、用户侧储能、可调节负荷等分布式可调资源规模持续增长，此类资源具备供电支撑能力，但难以依靠现有电能量市场回收固定成本。通过容量市场支撑新型经营主体发展，将经过能力测试的虚拟电厂、负荷聚合商、微电网等资源纳入容量供给主体范围，推动用户侧资源从单纯的负荷主体转变为系统容量供给主体。
四是完善市场价格机制，实现容量与能量市场协同联动。容量市场与现货市场、辅助服务市场形成功能互补，电能量市场侧重补偿电量生产价值，辅助服务市场侧重调节能力价值，容量市场侧重中长期供电可靠性价值。容量市场出清价格可以直观反映系统容量紧缺程度，为电源规划、项目投资提供清晰价格信号。现货市场价格信号反映短时供需紧张，容量市场兜底保障中长期充裕度，形成长短结合的市场体系，助力全国统一电力市场体系建设。
三、典型容量保障机制对比
01
我国容量保障机制基本情况
我国按照“容量电价先行、可靠容量补偿过渡、条件成熟探索竞争性容量市场”的改革路径，逐步构建容量保障制度体系。目前已在多个文件中明确容量充裕度保障机制，持续推进开展改革。
2019年，《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》提出对于燃煤机组利用小时数严重偏低的省份，可建立容量补偿机制，容量电价和电量电价通过市场化方式形成。
2021年，《进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》提出容量电价体现抽水蓄能电站提供调频、调压、系统备用和黑启动等辅助服务的价值，抽水蓄能电站通过容量电价回收抽发运行成本外的其他成本并获得合理收益。
2022年，《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》提出建立市场化的发电容量成本回收机制，探索容量补偿机制、容量市场、稀缺电价等多种方式，保障电源固定成本回收和长期电力供应安全。
2023年，《关于建立煤电容量电价机制的通知》明确为适应煤电功能加快转型需要，将现行煤电单一制电价调整为两部制电价。用于计算容量电价的煤电机组固定成本实行全国统一标准，为每年每千瓦330元；通过容量电价回收的固定成本比例，各地根据实际情况，起步按照30%支付。
2026年，《关于完善发电侧容量电价机制的通知》提出通过容量电价回收煤电机组固定成本的比例提升至不低于50%；省级价格主管部门可对天然气发电建立容量电价机制。
02
典型容量保障机制
现阶段依据电源结构与保供需求、电力市场成熟度，主要形成了五类容量保障机制，分别为集中式容量拍卖机制、分散式容量义务机制、容量补偿机制、战略备用机制与稀缺定价机制。各类机制运行逻辑、适用场景、资源适配性存在显著差异，下文结合典型国家案例，系统对比各类机制的核心特点。
集中式容量拍卖机制以美国PJM市场、英国电力市场为典型代表，是市场化程度最高的容量保障模式。该机制由电网运营机构提前3—4年测算系统容量缺口，统一组织全社会各类容量资源集中竞价出清，煤电、水电、储能、虚拟电厂、可中断负荷等资源均可平等参与，通过市场化价格信号反映容量稀缺程度。同时配套严格的履约考核与违约惩戒机制，中标资源需在高峰缺电时段保障可靠出力，容量成本由全体电力用户分摊。该机制能够精准引导容量投资时序与规模，适配高比例多元容量资源并网场景，但规则体系复杂、监管成本高，高度依赖成熟的电力现货市场体系。
分散式容量义务机制以法国电力市场为核心案例，核心特征为市场化分散决策，无统一市场拍卖主体。监管部门明确电力售电企业的容量保供义务，要求售电公司根据自身供电规模，通过自建电源、双边交易、购买容量信用等方式补足容量缺口，未履约主体需缴纳定额罚金。该机制充分激活市场主体自主配置资源的能力，但容易导致容量资源向大型售电主体集中，中小市场主体经营压力较大，更适配市场主体多元、双边交易体系完善的电力市场。
容量补偿机制是我国当前主要的容量保障模式。该机制由监管部门结合电源固定成本、系统保供需求与用户承受能力，行政核定统一的容量补偿标准，对具备可靠顶峰能力的电源、独立储能等资源给予常态化容量补贴，弥补电能量市场无法覆盖的固定投资成本。该机制稳定性强，可有效保障存量支撑性电源，保障电力系统基本充裕度，但需准确掌握发电机组成本补偿需求，且价格市场化程度不足，不同类型容量资源准入规则需要不断完善。
战略备用机制以德国为代表，属于兜底型辅助保供机制。政府通过专项招标筛选临近退役的可控电源作为系统备用容量，此类资源不参与常态化电能量交易，仅在极端电力缺口时段启动调用，仅收取备用容量补偿。该机制不干扰常规电力市场运行，终端用户价格稳定，主要用于极端工况保供，但无法常态化引导容量资源投资。
稀缺定价机制以美国德州ERCOT市场为代表，无独立容量机制，依靠高峰时段电价稀缺信号回收电源固定成本，机制设计相对简单，但易出现极端高电价问题，长期来看存在电源容量投资不足、系统保供稳定性较弱的风险。
四、建设容量市场需重点关注的问题
容量市场机制的建设仍面临资源核定、市场协同、履约监管、机制过渡、成本疏导等多方面现实困难，是市场机制落地过程中需要重点关注的问题。
一是多元资源有效容量核定体系不统一不完善。容量核定方式适应于传统火电、水电等可控电源，但对新能源、新型储能、虚拟电厂等多元新型资源的容量核定体系有待完善。受新能源出力具有随机性、波动性，需求侧聚合资源受用户行为影响等因素的影响，可调容量核定困难。目前尚未形成统一、标准化的可信容量测算与核验规则，易出现“虚假容量”问题，会造成市场资源错配，影响容量市场保供实效。
二是多市场机制协同难度大，存在重复收益风险。电力市场体系包含电能量市场、辅助服务市场、容量市场等，三者功能边界、收益补偿范围需清晰划分。当前各类市场机制并行运行，部分灵活资源可同时参与多个市场交易，易出现同一调节能力重复获利的隐患，进而推高系统成本。同时，容量市场的中长期保供属性，与现货市场短时稀缺定价、辅助服务市场调节补偿存在功能交叉，若界限不清、衔接机制缺失，会破坏市场公平性，扰乱资源正常配置秩序。
三是新旧机制衔接不畅，市场化转型存在过渡风险。我国现阶段容量机制主要为核定的容量补偿机制，存量煤电、抽蓄均享受容量补贴，竞争性容量市场尚未全面落地。从行政补偿机制向市场化交易过渡的过程中，存在新旧政策衔接断层，容易出现存量资源收益混乱、新建主体激励不足等问题。同时，新型经营主体市场准入规则尚不健全，实现传统电源、储能、虚拟电厂等多元主体公平同台竞争存在困难，限制了新型经营主体容量资源潜力的充分释放。
五、对策建议
应坚持循序渐进、稳妥转型的原则，从标准体系建设、机制有序转轨、多市场协同运行、履约监管优化四方面持续完善容量市场体系，适配高比例新能源电力系统可靠容量保障需求。
一是健全统一的可靠容量核算标准，拓宽多元资源准入范围。针对新能源、储能、虚拟电厂、可中断负荷等新型资源出力随机性、调节时限性的特征，建立统一的可信容量评估与核定规则，鼓励基于电力系统高峰紧缺时段实际支撑能力，开展差异化容量认定。逐步放开需求侧聚合资源市场准入，明确其核验、计量、准入标准，实现传统电源、储能与负荷侧资源公平竞争，充分挖掘系统存量容量潜力。
二是完善顶层设计，稳步推进市场机制转轨。遵循渐进改革路径，依托电力现货持续运行基础，推动容量市场渐进式改革，结合区域容量供需格局与市场成熟度因地制宜开展差异化试点，可在市场体系完善的区域探索竞争性容量拍卖模式。明确容量市场、电能量市场、辅助服务市场的功能边界，避免同一资源凭借同一能力重复获利，同时健全跨省跨区容量互济与互认规则，提升全国容量资源优化配置效率。
三是优化差异化履约考核与成本分摊机制。针对电源侧、储能、需求侧资源的技术特性，建立分层分类的履约考核体系，聚焦系统高峰紧缺时段开展履约校验，落实违约惩戒机制。坚持“谁受益、谁承担”原则优化容量成本疏导规则，兼顾用户承受能力和地区差异，提升市场透明度与公平性，保障容量市场长期稳定可持续运行。
