2025年7月14日，甘肅省發布《關于建立發電側容量電價機制的通知（征求意見稿）》，成為全國首個推出“全容量+四大補償”電價政策的省份。為何甘肅在稀缺定價、容量市場、容量補償三種主流機制中獨選后者？這需要從機制本質差異出發，結合我國電力市場建設展開系統性分析。
1、三種容量成本回收機制的核心差異
世界多數國家和地區電力市場建設實踐均表明，在建立競爭性電力批發市場的過程中，需要設計相應的發電容量成本回收機制，從而能夠給予發電容量投資回收一個相對穩定的預期，保障發電容量的長期充裕。目前全球主流的容量成本回收機制可分為三類：稀缺定價機制、容量市場機制和容量補償機制。
稀缺定價機制是單一電能量市場的定價模式，將電力可靠性與電能量價值捆綁，發電僅根據在市場中的實際發電量獲得收益，其主要特點是現貨價格出清上限高，允許現貨價格在緊缺時段突破邊際成本（如美國得州ERCOT市場的價格上限為9000美元/兆瓦時，折合人民幣64609元/兆瓦時）激勵投資。該機制主要適用于對高電價風險承受力強的地區。
容量市場是通過市場競爭的方式形成容量價格實現發電容量成本回收，主要適用于電能量市場發展已經相對完善的地區。其機制的核心在于容量需求模型的確定。以美國PJM容量市場為例，其基于可靠性定價模型（RPM），通過確定容量需求保障系統充裕性，核心在于將可靠性價值量化為市場價格。這種機制對系統預測能力、市場管控水平要求極高，英國、美國PJM等相對成熟市場采用容量市場。
容量補償機制則是通過監管機構制定容量補償價格，直接為發電企業提供固定成本回收渠道，主要適用于成本型的現貨市場。智利是采用容量補償機制的典型代表，其以系統高峰負荷時邊際機組的投資成本為基準測算容量價格，確保發電商固定成本穩定回收。這種機制的關鍵在于核算容量價格與補償范圍，本質是成本型現貨市場的補充。
通過對三種機制的系統對比分析可以清晰發現，容量成本回收機制的設計與電力現貨市場存在著深度綁定的內在關聯——其核心功能正在于對現貨市場未能覆蓋的容量成本進行精準補充回收。因此，現貨市場的建設成熟度，必然成為規劃容量成本回收機制時需要優先考量的前置性核心條件。進一步分析來看，稀缺定價機制與我國當前電價體系的實際情況存在顯著的適配性矛盾。一方面，長期計劃經濟體制下形成的電價認知慣性，使得用戶對電價出現大幅波動的接受閾值普遍較低；另一方面，電力經濟領域監管能力的不足，導致難以精準甄別高電價現象的成因——究竟是真實供需矛盾引發的市場反應，還是市場力濫用導致的異常結果。這些現實約束共同決定了稀缺定價機制在我國當前階段缺乏適用基礎。那么該采用容量市場還是容量補償機制呢？
2、容量市場的現實瓶頸在于需求如何確定
容量市場是面對下一個五年規劃的期貨市場，核心難點在于需求確定。為了了解容量市場需求的確定，我們首先要明確容量需求是誰確定的，接著我們要找到判斷可靠性的標準和方法，最后再判斷是不是適合我們。
在電力系統中，容量需求的確定必須由政府統一執行，這是由容量商品的系統性屬性所決定的。由于容量服務整個系統，難以精準界定具體受益方，因此不支持市場主體以個體身份單獨購買容量資源。從責任劃分來看，用戶的核心義務在于容量服務的事后付費，而非通過自由交易自主決定容量獲取方式——畢竟普通用戶無法準確預判自身在用電極值出現時的實際功率需求。進一步而言，若允許市場主體自行購買容量，還將引發新的系統性問題：電網環節存在的網損、發電環節產生的廠用電，都會使電網企業和發電企業本身成為有效容量的實際需求者，這無疑會加劇容量配置的復雜性與混亂性；谏鲜鲞壿，容量需求的確定需依托權威部門的統籌規劃。
政府部門依據可靠性規劃提出容量需求的核心前提是明確可靠性的量化標準。電力系統可靠性標準本質是特定區域供電能力的下限規定，通過定量指標度量。評價可靠性的典型指標包括電力不足概率（LOLP）、電力不足時間期望（LOLE）、電量不足期望（EENS）等。以 LOLE 為例，若將其作為標準，可表述為“某省LOLE不得高于2小時/年”，即該省全年缺電時間不超過2小時（實際運用中，我國大部分省份可能超過這個量級）。由于我國目前可靠性標準、對供電期望的意外事件發生模型尚未明確，電源規劃與經濟性評估缺少關鍵依據，也無法確立停電期望標準。而如果按照采用極端100%可靠規劃，因最高凈負荷需求持續時間極短（不足1%），會造成裝機資產大量閑置，浪費資源并推高用戶用能成本。
除了可靠性評價標準以外，目前國際上可靠性評估方法也存在顯著差異，各國之間相關技術路徑的爭議始終存在。目前國內外電力系統可靠性評估方法主要分為三大類：仿真法、解析法和事故枚舉法。仿真法以蒙特卡羅、馬科夫鏈等理論為基礎，核心是模擬電力系統的不確定性。有北美的ELCC法和歐洲的EFC法，不同方法不同軟件對同一電力系統的有效容量計算結果并不統一。通過復現發電側與輸電側設備的故障、老化過程，統計仿真時間內系統的失負荷次數及影響范圍，最終生成可靠性指標。解析法的關鍵思路是聚焦元件故障的連鎖影響：先分析各元件故障可能引發的全部影響事件，再通過綜合計算得出各負荷點及系統整體的可靠性指標。事故枚舉法則通過構造電力系統潛在事故并排序，形成預想事故集合。具體操作中，從集合中選取事故后先測試是否直接引發系統故障及失負荷；若發生失負荷，采取矯正措施后仍存在負荷消減的，記錄對應削減量。通過建立事故與失負荷的關聯關系，統計計算得到該負荷水平下的可靠性指標。我國目前還未建立系統可靠性評估方法，也未建立各地可靠性規劃制度，無法判斷未來5年規劃期的容量需求。
綜上所述，目前我國既缺乏統一的可靠性評估標準，同時沒有相應的可靠性評估方法，這就導致我們在容量市場中無法提出真正的電源需求，無法開展有效的市場競爭。除可靠性規劃的技術壁壘和政策外，容量市場還面臨用戶承受能力與現貨市場有效銜接的問題。容量市場需與現貨市場深度協同，但我國現貨市場仍處于起步階段，以甘肅省為例，甘肅省于2024年9月5日轉正式運行，截至目前正式運行時間不足1年，市場設計滿足安全需要有余，反映經濟關系尚不精確（國內電力現貨市場普遍處于這一階段）。在電能量市場尚未成熟的情況下，容量市場的復雜設計可能加劇市場矛盾，很可能出現容量市場出清價格忽高忽低的情況。此外，我國電力市場信息公開程度不足，市場主體獲取信息有限，容量報價缺乏參考。同時在容量市場中也未考慮市場力的因素，進一步增加市場監管難度。
3、容量補償機制的適配性：為何契合甘肅當前發展階段？
甘肅選擇容量補償機制，以1-2年為周期逐年測算供需系數等參數，大幅降低了對容量需求確定的難度。本質是綜合考慮了用戶電價承受能力與當前電力市場建設情況，保障電源長期充裕性。
首先容量補償機制有效地為發電企業回收固定成本。容量補償機制的核心價值之一，必須通過建立長效機制保障發電容量成本的可靠回收，能夠為市場主體提供清晰穩定的預期，進而夯實投資穩定性。甘肅省截至6月底新能源裝機已突破7200萬千瓦，占比高達65.64%。在新能源高占比的電力結構下，系統可靠性下降，有效容量不足（高峰頻繁投入電化學儲能），電網對調節電源的需求愈發迫切，容量補償機制有效保證了調節電源固定成本的回收，也對增量機組投資起到有效的刺激作用。
二是兼顧民生保障與社會成本控制。電力作為基礎性公共商品，其價格穩定直接關系民生福祉與經濟社會穩定運行。甘肅的容量補償機制設置了供需系數，一旦有效容量出現冗余，用戶并不會為冗余的容量支付費用。由此，確保容量補償機制對終端用電價格的影響處于可控范圍，只有將社會成本控制在合理可承受區間，機制才能實現有序推進，這也充分契合我國“改革紅利惠及民生”的核心政策導向。
三是容量補償機制建設難度低、風險可控，易凝聚共識，實現平穩過渡。相較于容量市場和稀缺定價機制，實操可行性高，在當前電能量市場建設尚未完全成熟的背景下尤為關鍵。從機制的建設風險上看，容量補償機制的系統可補償容量可由政府主管部門結合經濟形勢、市場供需等因素適度調整，降低了機制的建設風險，發電企業在容量補償機制下，實行公平統一的容量電價補償標準，為發電企業提供較為明確的收入預期。
電力市場機制沒有“最優解”，只有“最適解”。美國得州的稀缺定價、英國和PJM的容量市場、智利的容量補償機制，本質是各國基于自身市場特征的選擇，各種學術流派并未達成一致。甘肅作為全國首個推出“全容量+四大補償”政策的省份，選擇容量補償機制，既充分考慮了用戶承受能力，又考慮了現貨市場建設進展。當前的選擇無疑是平衡安全、效率與民生的理性決策，為我國電力市場機制創新提供了寶貴的地方實踐樣本。
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