国家发改委、国家能源局近日印发的《国家发展改革委国家能源局关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号）明确提出，因地制宜建立发电容量成本回收机制（下称“容量补偿机制”），引发行业热议。

“非常迫切。”诸多受访业内人士一致告诉记者，当前，通过市场回收成本已成为众多成熟电力市场的“标配”。业内将其形象比喻为“物业费”“租赁费”，房子暂未居住也需缴纳相关费用，机组不启动发电也能有收益，该机制对我国实现降碳目标、保障能源安全意义重大。

那么，什么是“容量补偿机制”？为何政策力推、业内急盼？对煤电企业乃至电力系统有何影响？

为稳供应保安全“上保险”

《意见》指出，引导各地区根据实际情况，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。

有专家指出，容量补偿机制不同于后两种回收模式，是一种适用于市场化初期的过渡机制，契合我国的发展现状，且见效快，可在“十四五”时期充分发挥作用。

为何要建立容量补偿机制？行业人士解释，一是保证已经运行的机组继续存在；二是激励新建机组投资，应对发电（调节）容量充裕性问题。“新型电力系统中，随着高比例可再生能源入市，会在部分时段出现批发电价趋近于零的情况，个别低谷时段还会导致负电价，将无法吸引应对这种情况所必需的备用容量和储能等投资。”

但煤电机组作为当前提供有效容量的主要手段，借助容量补偿机制激励投资是否与现行节能降碳目标相悖？“激励不是为增加煤电机组利用小时数，也不意味着会盲目新增机组数量。相反如果发电容量的投资意愿不足，则可能导致电力供不应求，重则引发限电问题。相对较低的利用小时数和持续的容量增长是煤电机组的未来，也是实现节能降碳目标的充分必要条件。”上述业内人士解释说。

“传统电源在保供方面仍发挥着不可或缺的重要支撑作用，火电资产的重要性正在凸显。随着电力市场体系不断完善，未来火电的收益模式将从当前以电能量为主逐渐过渡到‘电能量+辅助服务+容量服务’三重收入。”专家表示。

市场管控短板待补

我国当前处于发电容量成本回收机制起步阶段，多地进行了诸多有益的探索，同时也暴露出一些问题。以山东省为例，其对参与电力现货市场的煤电机组试行容量补偿电价，用户付费，容量成本由政府制定，标准暂定为0.0991元/千瓦时（含税），每月按机组的折算容量进行分配。

专家表示，容量补偿能缓解煤电机组一定的经营压力，但这种赎买的方式无疑是有缺陷的，计划的灵活性滞后于市场调节，政府预先制定的容量补偿价格未必与市场行情相符。

此外，我国制定容量补偿机制还将面临预测能力不足、信息公开程度有待提高、市场管控能力不足等问题。一位不愿具名的业内人士指出：“如果需求预测不准确，将给市场带来错误信号。当前我国仍缺乏基于容量市场的长期、短期需求预测的相关历史数据、理论积累和经验储备。同时，我国的信息公开工作起步较晚，无论是在法律制度、思想观念及实施过程中都存在较多空白，可操作性不强，公开范围有限，市场主体获取信息还比较困难。”

容量回收机制离不开严格的市场监管，从防止部分市场主体滥用市场力、扰乱市场秩序、损害社会福利。“参考国外电力市场经验，市场力的管控既要用法律手段来规范，也要结合市场的整体设计。当前我国《电力法》并未对市场力做出明确规定，对市场力管控的法律依据不足，推进容量市场建设也存在一定的难度。”上述专家说。

深挖机组容量价值

我国建立容量补偿机制应避免哪些误区，需要秉持什么基本原则？

有关人士指出，容量构成不能是单一机组。我国不同类型机组有序引入容量市场可大致分为两个阶段，第一阶段可考虑将高可靠性的火电、气电、核电和水电机组等按地区实际情况纳入容量市场，充分进行交易，积累经验；第二阶段在市场较为成熟之后，再准许出力波动性较大的非水可再生能源进入容量市场。除在发电侧引入不同类型机组外，还可通过需求侧响应、虚拟电厂、储能等方式参与容量市场，进一步提高电力系统的灵活性和稳定性。

专家建议，可用发电容量是支撑电力安全保障的基础。我国发电容量补偿机制方案，可在政府相关部门和监管机构的指导下设计实施，通过该机制，对包括可再生能源和煤电在内的各类发电机组等电力市场主体，按照为电力系统提供安全保障容量的能力，差异化给予合理的经济补偿，引导可用发电容量的投资预期和资源配置，保障发电容量的长期充裕和市场的稳定。

“为更好地激发容量市场活力，应采用市场化而非计划方式定价，定价过高会增加用户成本，过低则无法对投资起到激励作用，且政策频繁变化也不利于市场的稳定建设。”专家认为。

业内人士指出，补偿不能过高，避免导致用户成本不必要上升；也不能过低，避免导致挫伤发电投资积极性。因此，在容量机制设计中，应根据可靠性标准合理测算容量需求，并充分运用市场这只“看不见的手”。 (原载于《中国能源报》）