01
三种容量成本回收机制的核心差异
均表明世界多数国家和地区电力市场建设实践，在建立竞争性电力批发市场过程中，应设计发电容量成本回收机制，能给予发电容量投资回收相对稳定预期，保障发电容量长期充裕，目前全球主流容量成本回收机制为三类，稀缺定价机制、容量市场机制和容量补偿机制 。
稀缺定价机制，是单一电能量市场的定价模式，它把电力可靠性和电能量价值捆绑在一起，发电只依据在市场里的实际发电量来获取收益，其主要特点是，现货价格出清上限高，它允许现货价格在紧缺时段突破边际成本（就像美国得州ERCOT市场，其价格上限是9000美元/兆瓦时，折合人民币64609元/兆瓦时）以此激励投资，该机制主要适用于对高电价风险承受力强的地区。
容量市场是借助市场竞争手段，来形成容量价格，进而实现发电容量成本回收的，它主要适用于电能量市场发展已然较为完善的地区，其机制的核心在于容量需求模型的确定，以美国PJM容量市场为例，它是基于可靠性定价模型，也就是RPM来运行的，通过确定容量需求保障系统充裕性，这种机制之中最为核心的是将可靠性价值量化为市场价格，这种机制对系统预测能力的要求相当高，对市场管控水平的要求也极高，英国以及美国PJM等相对成熟的市场采用了容量市场。
容量补偿机制，旨在经由监管机构，去制定容量补偿价格，进而直接给发电企业，提供固定成本回收的渠道，其主要适用于成本型的现货市场 ，智利是采用该机制的典型代表，它以系统高峰负荷时，边际机组的投资成本作为基准 ，来测算容量价格，以此确保发电商固定成本稳定回收 ，这种机制的关键之处在于核算容量价格与补偿范围，其本质是成本型现货市场的补充 。
可以清晰发现，通过对三种机制的系统对比分析，容量成本回收机制的设计跟电力现货市场有着深度绑定的内在关联，其核心功能在于精准补充回收现货市场未能覆盖的容量成本,因此，现货市场的建设成熟度必然是规划容量成本回收机制时要优先考量的前置性核心条件，进一步分析，稀缺定价机制与我国当前电价体系的实际情况存在显著的适配性矛盾。一方面，电价认知惯性在长期计划经济体制下得以形成，致使普遍来讲用户对于电价大幅波动的接受阈值较低，另一方面，电力经济领域监管能力不足，从而难以精准辨别高电价现象的成因，究竟是真实供需矛盾引发的市场反应呢，还是市场力滥用引出的异常结果呢，这些现实约束共同判定稀缺定价机制在我国当前阶段缺少适用基础，那么该采用容量市场还是容量补偿机制呢？
02
容量市场的现实瓶颈在于需求如何确定
容量市场是面向下一个五年规划的期货市场，其核心难点在于需求的确定，为了解容量市场需求的确定，我们首先要明确容量需求是由谁确定的，接着要找到判断可靠性的标准以及方法，最后再判断其是否适合我们。
在电力系统里，容量需求的确定得由政府统一去执行，这是被容量商品的系统性属性给决定的。因为容量服务着整个系统，很难精准界定具体的受益方，所以不支持市场主体以个体身份单独去购买容量资源。从责任划分这方面来看，用户的核心义务是在容量服务之后付费，而不是通过自由交易自主决定容量获取方式，毕竟普通用户没办法准确预判自身在用电极值出现时的实际功率需求。进一步来说，要是允许市场主体自己去购买容量，那么还会引发新的系统性问题，电网环节有的网损，发电环节产生的厂用电，都会让电网企业以及发电企业自身成为有效容量的实际需求者，这毫无疑问会加剧容量配置的复杂性跟混乱性，基于上述逻辑，容量需求的确定需要依靠权威部门的统筹规划。
政府部门提出容量需求，其核心前提是明确可靠性的量化标准，这是依据可靠性规划而来的。电力系统可靠性标准，本质是特定区域供电能力的下限规定，它是通过定量指标来度量的。评价可靠性的典型指标，包括电力不足概率（LOLP），还包括电力不足时间期望（LOLE），以及电量不足期望（EENS）等。以LOLE为例，若把它当作标准，能表述成“某省LOLE不得高于2小时/年”，就是该省全年缺电时间不超过2小时，（实际运用里，我国大部分省份可能超过这个量级）。因为我国当前可靠性标准、对供电期望的意外事件发生模型未明确，电源规划与经济性评估缺少关键依据，还无法确立停电期望标准。采用极端100%可靠规划，最高净负荷需求持续时间极短，不足1%，这会导致装机资产大量闲置，造成资源浪费，还会推高用户用能成本，而如果是这样的情况 。
除了可靠性评价的相应标准之外，当下于国际范围之内可靠性评估的方法也存有明显的差异，各个国家之间和相关技术路径有关的争议一直存在着。目前在国内和国外关于电力系统的可靠性评估方法主要被划分成三大类别，分别是仿真法、解析法以及事故枚举法。仿真法是以蒙特卡罗、马科夫链等理论作为基础的，其核心之处在于对电力系统的不确定性展开模拟。存在北美的ELCC法以及欧洲的EFC法，不同的方法以及不同的软件针对同一电力系统的有效容量计算得出的结果并不统一。复现发电侧设备的故障过程，复现输电侧设备的故障过程与老化过程，统计仿真时间内系统的失负荷次数，统计仿真时间内系统的失负荷影响范围，最终生成可靠性指标。解析法的关键思路是聚焦元件故障的连锁影响，先分析各元件故障可能引发的全部影响事件，再通过综合计算得出各负荷点的可靠性指标，再通过综合计算得出系统整体的可靠性指标。事故枚举法则是通过构造电力系统潜在事故，通过构造电力系统潜在事故并排序，形成预想事故集合。在具体操作期间，于集合里挑选事故之后，首先要测试是不是会直接致使系统出现故障以及造成失负荷的情况；要是发生失负荷的状况，在采取矫正措施以后依旧存在负荷消减现象的，去纪录对应的削减量。凭借建立事故与失负荷之间的关联关系，经过统计计算从而获得该负荷水平之下的可靠性指标。我国当下尚未构建系统可靠性评估方法，而且也未确立各地可靠性规划制度，所以没办法判断未来5年规划期的容量需求。
综合上述情况来看，当下我国处在这样一种状况，既欠缺一种统一的可靠性评估标准，与此同时还不存在对应的可靠性评估方法，而这种情形也就致使，在容量市场当中，我们没办法提出那种真正意义上的电源需求，并且没办法开展有效的市场竞争。除开可靠性规划的技术壁垒以及政策之外，容量市场还面临着用户承受能力与现货市场有效衔接的问题 。容量市场要跟现货市场深度协同，然而我国现货市场还处在起步时期，拿甘肃省来说，甘肃省在2024年9月5日转为正式运行，到现在正式运行时长不到1年，市场设计满足安全需求有多余部分，反映经济关系还不精准，国内电力现货市场普遍处于这样一个阶段，在电能量市场没成熟的状况下，容量市场的复杂设计或许会让市场矛盾加剧，很有可能出现容量市场出清价格一会儿高一会儿低的情形。此外，我国电力市场，信息公开程度欠缺，导致市场主体获取的信息不多，容量报价缺少参考依据。与此同时，容量市场里头，没有将市场力的因素考虑进去，这进一步加大了市场监管的难度 。
03
容量补偿机制的适配性：
为何契合甘肃当前发展阶段？
容量补偿机制在甘肃被选择，以1至2年来作为周期，逐年对供需系数等参数展开测算，这样做把容量需求确定的难度大幅降低了。其本质是综合考虑，考虑了用户电价承受能力 还有当前电力市场建设情况，以此保障电源长期充裕性。
最初，容量补偿机制切实有效地给发电企业收回了固定成本。容量补偿机制其中一个核心价值，一定要依靠构建长效机制来确保发电容量成本得以可靠回收，这样才能够给市场主体予以清晰且稳定的预期，进而巩固投资稳定性。甘肃省截止到6月底的时候，新能源装机已然突破了7200万千瓦，其占比高达65.64% 。在存在新能源高占比情况的电力结构状况下，系统可靠性出现下降，有效容量呈现出不足状况（高峰时期频繁投入电化学储能），电网当面对调节电源之时的需求变得愈发迫切，容量补偿机制切实有效地保证了调节电源固定成本的回收，并且对增量机组投资方面起到有效的刺激作用 。
二是要兼顾民生保障，还要兼顾社会成本控制，电力是基础性公共商品，其价格稳定直接关联民生福祉，还直接关联经济社会稳定运行，甘肃的容量补偿机制设置了供需系数，一旦有效容量出现冗余，用户不会为冗余的容量支付费用，由此要确保容量补偿机制对终端用电价格的影响处在可控范围，只有把社会成本控制在合理可承受区间，机制才能够实现有序推进，这也充分契合我国“改革红利惠及民生”的核心政策导向。
一方面，三是容量补偿机制建设难度低，风险可控，容易凝聚共识，进而实现平稳过渡，比起容量市场和稀缺定价机制，实操可行性高，在当下电能量市场建设依然没有完全成熟的背景情形之下是尤为关键的；另一方面，从机制自身的建设风险方向上看，容量补偿机制可以让系统可补偿容量被政府相关主管部门依据经济形势、市场供需等各种因素进行适度调整，以此降低机制的建设风险，发电企业于容量补偿机制范畴之内，施行公平统一的容量电价补偿标准，能够为发电企业给予较为明确的收入预期 。
电力市场机制不存在“最优解”，而是存在“最适解”，美国得州的稀缺定价，英国和PJM的容量市场，智利的容量补偿机制，本质是各国依据自身市场特征所做的选择，各种学术流派并未达成一致，甘肃作为全国首个推出“全容量+四大补偿”政策的省份，选择了容量补偿机制，这既充分考量了用户承受能力，又顾及了现货市场建设进展，当前的选择无疑是平衡安全、效率与民生的理性决策，为我国电力市场机制创新提供了宝贵的地方实践样本。
