南方(以广东起步)电力容量市场机制设计探讨

陈雨果，张轩，张兰，戴晓娟，赖晓文

(1.广东电网有限责任公司电力调度控制中心，广东 广州510600；2.安全经济运行与市场化调度重点实验室(广东电网有限责任公司)，广东 广州510600；3.北京清能互联科技有限公司，北京 100080)

广东电力负荷峰谷差较大，高峰负荷日谷峰比达到0.62，几乎在每年夏季负荷高峰期都会出现为了保障系统安全而强制切负荷的情况。与此同时，广东省的电力需求仍在高速增长，2018年全社会用电量累计达6.323×1011kWh，同比增长6.11%，居全国第一，预计广东省未来电力需求仍将保持高速增长。2018年，广东电网统调最高负荷为1.09×108kW，同比增长0.35%。另外，政府正在推行的节能减排、低碳化能源发展战略，将导致部分污染严重的老旧机组逐步被淘汰。广东省的电力容量充裕性问题将愈加突出。

广东电力市场一直走在全国电力体制改革的前沿，发展迅速。南方(以广东起步)电力现货市场(以下简称“南方现货市场”)在2017年9月被列为第1批现货市场试点，2018年8月底启动试运行，并于2019年下半年实现按周结算试运行。现阶段，广东电力现货市场对高成本机组的补贴方式大致有2个思路：一是对高成本燃煤机组、核电机组、燃气机组等分配按照标杆电价结算的基数电量；二是对边际发电成本较高的燃气机组进行度电补贴。但广东发电机组的基数电量与非市场用户电量对应，基数电量规模受非市场用户电量约束。随着用户侧主体逐渐纳入市场，可分配的基数电量将越来越少，其对高成本机组的补偿作用也将逐渐削弱，难以保障高成本机组的合理收益，长期来看将影响电力供应的安全性。另外，对边际发电成本较高的燃气机组发电进行度电补贴，可能扭曲市场反映供需关系的价格信号；且补贴标准难以控制，补贴过低难以发挥作用，补贴过高则燃气机组有可能从峰荷机组转变为基荷机组发电，违背市场优化配置资源的原则。

因此，在南方现货市场发展的过程中，是否选择以容量市场机制保障长期电力容量充裕性，如何建设适应广东和南方电网实际情况的容量市场模式、交易机制、结算机制，从而在保障电力容量充裕性的同时，引导形成合理的电源结构，并合理弥补高成本机组的搁置成本，是亟待研究解决的重大问题。

近年来，随着电力市场的发展，容量市场相关的研究受到了许多学者的关注。文献[1]从发电公司收入不足和用户承担的高价格风险2个方面，分析说明新英格兰电力市场需要进行容量费用补偿，否则无法维持系统原有的可靠性水平；文献[2-3]论述了容量市场对PJM电力市场运行的重要性；文献[4-5]阐述分析了PJM容量市场的发展历程和设计机理；文献[6-7]基于美国PJM容量市场的研究分析，对华东容量市场的发展与建设提出建议；文献[8-14]分析了英国容量市场模式和设计对中国电力市场改革的启示及对我国的适应性。然而，现阶段从我国电力市场改革的基本国情出发，对我国容量市场的模式、价格机制、结算机制、发展路径等的相关研究还较少。

本文在对比分析几种保障电力系统发电容量可靠性机制的基础上，分析了容量市场机制适合现阶段南方/广东电力市场的原因；提出不同类型电源分平台竞价方式，设计了南方(以广东起步)电力容量市场的市场模式、交易机制和结算机制，探究了容量市场中机组搁置成本的补偿机制；并考虑容量市场与电力现货市场的衔接关系，设计了南方(以广东起步)电力容量市场的分阶段发展规划。

1 容量市场机制对南方/广东电力市场的适应性分析

当前风电、太阳能等可再生能源的快速发展，对系统备用容量和辅助服务电源提出了更高的要求；同时，我国电力基础设施进入大规模退役期，需要大量投资用于基础设施的更换和升级。在维持电力系统长期发电容量可靠性的问题上，主流的解决方法主要有以下几种：

a)尖峰电价(稀缺定价)机制。在能量市场上允许发电资源紧张时电价飙升，从而使得电厂能通过少量而高价的时间段获得足够收益来支撑长期运营，如美国德州、澳大利亚等。当电力系统发电资源供不应求时，发电厂可以报很高的价格，全球几乎所有电力市场都设置了交报价上限和价格帽。

b)依托发电容量的电能期权。期权买方(通常为用户)向卖方(发电商)支付保险费(premium fee)，也称期权费，在期权有效期内，期权卖方应向期权买方支付每小时max{0，p-s}的费用，行权方式与单行买方差价合约类似，其中p为现货电能量价格，s为行权价(或称参考价格)。为简化期权市场的交易方式，一般行权价由市场监管机构统一设定。在p>s时段，若发电商未能提供相应的发电容量，除了上述涉及p-s的补偿，还需要支付额外的罚金。保险费采用发电商统一申报的容量价格，将报价由低到高排序，直至满足系统运营商的预设容量，边际报价即为最终成交的保险费，所有中标发电商据此获得保险费[15-18]。应用该机制的代表国家有哥伦比亚、意大利。

c)战略备用容量机制。通常由系统运营机构负责采购容量，并只在系统出现紧急情况时进行调用，提供战略备用的机组一般为边际发电机组，如峰荷机组、老旧机组和低效机组。应用该机制的代表国家为瑞典、芬兰、挪威等[19]。

d)固定容量价格机制。一般由政府或监管机构决定容量价格，由市场决定容量，如西班牙[20]。

e)容量市场机制。由系统运营商确定系统容量需求，并采用系统运营商统一代理购买，事后将容量费用分摊给供电商，或将容量义务分配给供电商，由供电商自主购买，满足系统的未来容量需求[21-22]，如美国PJM、NYISO、ISO-NE，以及英国、法国等国的电力容量市场。

表1给出了以上5种保障系统长期容量可靠性的机制对比。当前，南方区域各省正处于电力市场起步阶段，市场监管体系尚未完善，为防范市场力带来的电价飙升风险，电能量市场的限价较为严格，无法以尖峰电价机制支撑边际机组回收固定成本；尚未建立电力金融市场和健全的金融法规体系，难以实施依托发电容量的电能期权交易；战略备用容量机制和固定容量价格机制未能采用市场的方式形成价格信号，在容量短缺时激励机组的投资，是一类传统的规划方法，对市场的干预性较大，不利于市场的发展和运行；容量市场机制由系统运营商提前预测容量需求，保障了系统容量的充裕性和可靠性，且基于需求价格弹性曲线的竞价方式也在一定程度上反映了市场供给关系，形成能够指导电力容量投资的价格信号，在政府规划的同时引进市场，有利于市场的稳步发展。但如表1所示，容量市场也存在一些问题：如其需求-价格曲线是人工确定的，难以准确预测多年以后的系统负荷；且基于机组历史收益(滞后目标年份多年)来计算需求价格，具有历史滞后性，可能导致不准确的容量市场价格信号，或影响投资者的投资积极性。世界范围内正在对容量市场进行持续的发展和完善，在运用过程中需科学设计合理的装机容量需求曲线，促进市场达到电力的长期均衡状态；在市场条件允许的情况下，发展需求侧参与容量市场，充分调动全社会资源，降低市场风险。综上分析，处于市场起步阶段的南方/广东电力市场比较适合采用容量市场机制，保障电力系统长期发电容量的充裕性，但需要特别注意容量市场现存的问题。

2 不同类型电源分平台竞争的南方(以广东起步)电力容量市场交易体系设计

2.1 不同类型电源分平台竞价方式

容量市场是以市场的方式来实现政府能源发展战略的一种交易品种。不同电源类型分平台竞价的容量市场方式可实现政府对合理电源结构的引导，落实电力系统向清洁、低碳的能源体系转型的国家战略，同时保障电力系统的灵活性和安全性。

从电源投资建设成本来看，现阶段几大类电源的投资建设成本由低到高排序大致为火电、水电、风电、核电和光伏，因新能源技术的逐步提高，新能源发电投资建设的成本呈下降趋势。若几类电源在同一容量市场平台上竞争，建设成本较低的火电具备较大的竞争优势，长期发展下去将形成单一、不合理的电源结构。

我国正从高排放、高污染向清洁、低碳的能源体系转型，大力发展水电、风电、光伏等清洁能源是国家现阶段推行的能源发展战略。我国的电力市场改革正处于起步阶段，市场体系还不完善，清洁能源发电成本高，还未能实现清洁能源发电正外部性的市场价值，应在容量市场中引导并激励清洁能源的发展。

表1 保障系统长期容量可靠性机制对比Tab.1 Comparisons of mechanisms ensuring long-term capacity reliability of the system

因此，在容量市场中应对电源进行分类，按各类电源的建设和运行成本特性，分为煤电、气电、水电、核电、新能源等。政府依据经济发展形势及未来发展规划对目标年份进行需求预测，确定容量市场的目标容量；并根据国家节能减排、新能源发展等能源战略要求和电力系统灵活性要求等，分配煤电、气电、水电、核电、新能源等不同类型电源的目标容量，以宏观调控的手段引导电力系统形成符合国家能源战略发展和电力系统安全运行要求的电源结构。

2.2 南方(以广东起步)电力容量市场模式

考虑到水电和核电受地理位置和规模经济的约束，每年新增水电和核电机组不多，对于这类等电源，可采用招投标的方式来确定新增容量与容量价格，选择中标主体；确定容量价格后，在水电和核电的运营生命周期内，每年均按此容量价格结算机组容量收益。

对于风电、光伏等新能源，现阶段采用固定上网电价全额消纳方式，固定电价里已经考虑了新能源发电的所有成本；未来可能会采用配额制和绿色证书交易方式，新能源可在电能量市场、绿色证书市场获取多重收益，覆盖容量成本。因此，市场初期风电、光伏等新能源可不参与容量市场，以固定上网电价或配额制方式补贴容量成本。当市场发展成熟后，可考虑像PJM一样，让新能源同时参与容量市场和配额制与绿证市场，完善电力市场体系，实现各市场更有效地衔接。

因此，市场初期，南方(以广东起步)电力容量市场可只开展煤电、气电容量市场，煤电机组与气电机组分别参与煤电、气电容量市场的不同交易品种。政府在容量市场开始前自行或委托市场运营机构开展系统目标容量预测，核定目标年份水电、核电容量，并根据国家节能减排、新能源发展等能源战略要求，确定目标年份新能源发电容量；在此基础上统一考虑电力系统容量充裕性、可靠性和系统灵活性的要求，分别确定煤电和气电容量市场的目标容量；由市场运营机构制订煤电、气电容量市场的容量需求曲线，并负责容量市场的交易组织和结算。

容量市场的交易品种可包括主容量市场、补充容量市场场外双边协商和容量权转让市场。容量市场中的双边协商相当于现货市场体系下的中长期金融市场，主容量市场和补充容量市场相当于现货市场体系下的现货市场。双边协商市场、主容量市场和补充容量市场是在不同时间进行的一级交易市场，容量权转让交易是二级交易市场，具体交易品种如图1所示。

图1 容量市场交易品种体系Fig.1 Trading variety system of capacity market

2.2.1 主容量市场

考虑到我国每5年制订一个发展规划，可相应地以5年为主容量市场的时间尺度，即提前5年开展目标年份的主容量市场交易，以适应电源规划建设周期。

为给市场主体提供反映供需关系的容量价格信号，参考PJM容量市场需求价格曲线的制订方法，构建具有需求弹性的容量需求价格曲线[6]——选择政府主推、受市场欢迎的机组类型为参考机组类型，核定参考类型新增机组的总成本，即在能量市场、辅助服务市场和容量市场中获得的收益(cost of new entry，CONE)，及其在能量市场和辅助服务市场能够获得的净收益(net energy & ancillary services revenue，NE&AS)，计算其在容量市场中需获得收益(net cost of new entry，NCONE)的取值，作为容量市场价格需求曲线制订的依据，如式(1)所示：

BNCONE=BCONE-BNE&AS.

(1)

以不同类型电源的分平台竞价机制为基础，采用容量供应商集中申报、统一边际定价的出清方式，即在市场出清时将电源容量报价由低到高排序，形成容量报价曲线，容量报价曲线与容量需求价格曲线相交点对应的价格即为边际统一出清价格，容量供应商的中标容量按边际统一出清价格结算。容量市场出清示意图如图2所示，其中：P为价格；L为容量；Pb为在容量市场中需获得的收益(NCONE)；Pa、Pc为NCONE分别乘以一定比值后的容量价格；Lb为满足系统可靠性要求容量需求；La、Lc为容量需求分别乘以一定比值后的容量；具体比值由系统运营商根据市场情况设置。

图2 容量市场出清示意图Fig.2 Schematic diagram of capacity market clearing

2.2.2 补充容量市场

在容量交付的前2年开展目标年份的系统负荷预测，若最新的系统负荷预测高于主容量市场总中标容量的某一范围(该值需由政府根据系统容量需求、负荷预测、经济发展形势等多方面来决定)，则开展补充容量投标市场，补足容量差额。考虑电网运行安全、节能减排的国家能源政策，将容量差额分配给不同类型的电源，然后开展火电机组的补充容量市场。

为充分满足系统可靠性与容量充裕性的要求，不再考虑容量市场的需求价格弹性，并按主容量市场的价格帽设置补充容量市场的价格帽，即补充容量市场的需求曲线采用阶跃曲线，如图3所示。

图3 补充容量市场的需求曲线Fig.3 Demand curve of supplementary capacity market

2.2.3 场外双边协商

容量市场运营机构代理用户在主容量市场和补充容量市场统一购买容量，事后将容量购买费用按负荷比例分摊给用户；发电企业与用户侧均面临主容量市场和补充容量市场的容量价格风险。因此，发电企业与售电公司或参与电力批发市场的大用户可在主容量市场开展之前采用双边协商的方式签订容量合约，提前锁定容量价格，规避主容量市场和补充容量市场的价格风险。已签订的双边协商合约为金融性质，不作为主容量市场开展的边界条件，只需在交付年开始之前将双边协商合约提交给容量市场运营机构，与主容量市场出清价格做差价结算。

2.2.4 容量权转让市场

在容量交付前4年和前2年，开展容量权转让市场。在主容量市场与补充容量市场中中标的电源商，若由于项目延迟、取消或减少容量交付，或因电源本身原因无法在交付年交付中标容量，则可在此市场开展转让交易。容量权只能在同一类型电源之间，或由高排放类型电源向低排放类型电源转让。在容量权转让市场的交易平台上，出让方以挂牌方式申报拟出让容量，受让方摘牌即表示接受出让方的出让容量和出让价格。

3 南方(广东起步)电力容量市场结算机制设计

3.1 主容量市场与补充容量市场结算

市场运营机构在主容量市场与补充容量市场统一购买系统需求容量，按月将容量费用分摊给售电公司和电力用户，以及支付发电企业在容量市场的收益。场外双边协商与容量权转让市场交易的结算在交易双方之间进行，计算公式包括：

(2)

(3)

式中：Rmc和Rcc分别为运营机构在主容量市场和补充容量市场购买容量的总费用；Rmc,j和Rcc,j和分别为运营机构分别在第j月主容量和补充容量市场购买容量的总费用；Lj为系统历史第j月的最大负荷。

按照发电企业分别在主容量市场和补充容量市场中标的总容量占系统总购买容量的比值，计算其每月的容量收益，计算公式如下：

(4)

(5)

Ri,j=Rmc,i,j+Rcc,i,j.

(6)

式中：Rmc,i,j和Rcc,i,j分别为机组i在第j月的主容量和补充容量市场收益；Ri,j为机组i在第j月的容量市场收益；Qmc,i和Qcc,i分别为机组i分别在主容量市场和补充容量市场中的中标容量；m和n分别为在主容量市场和补充容量市场中标的机组数。

选取每月中系统负荷最大的3天，计算系统负荷最高3天的峰值负荷平均值，以及用户或售电公司在这3天系统负荷峰值时刻的用电负荷平均值；并按照用户或售电公司在这3天系统负荷峰值时刻的用电负荷平均值在系统负荷最高3天的峰值负荷平均值中的占比，计算用户或售电公司该月需分摊的容量费用。计算公式如下：

Rj=Rmc,j+Rcc,j.

(7)

(8)

(9)

(10)

假设某电厂A市场运营机构核算的系统历史高峰负荷总和为10 GW，其中1月系统历史高峰负荷为1 GW，市场运营机构在主容量市场和补充容量市场统一购买容量的费用分别为9 000万 元和100万 元，电厂A在主容量市场和补充容量市场的中标容量占比分别为0.1和0.2，则1月电厂A的主容量和补充容量市场收益见表2。

表2 1月电厂A的主容量和补充容量市场收益Tab.2 Incomes of primary and supplementary capacity markets of power plant A in January

假设1月中系统负荷最高3天的峰值负荷分别1 GW、0.9 GW和0.8 GW，某大用户A在该3天峰值负荷时段的用电负荷分别为9.5 GW、9.0 GW、8.5 GW，则1月用户A的主容量和补充容量市场费用分摊见表3。

表3 1月用户A的主容量和补充容量市场费用分摊Tab.3 Cost allocation of primary and supplementary capacity market for user A in January

3.2 场外双边协商市场结算

可在容量交付年之前的规定时间内结算双边协商市场交易。因容量市场在容量交付年才有实际的资金流，为避免市场主体垫付相关费用，且与国内按月结算电费的现状相适应，将双边协商交易的结算费用平均分摊到每月，计算公式如式(11)至(13)：

Rbp=(Pb,con-Pmark)×Qb,con.

(11)

Rbc=(Pmark-Pb,con)×Qb,con.

(12)

Rb,mon=Rb/12 .

(13)

式中：Rbp和Rbc为电厂和用户双边协商交易的收益；Pb,con为双协合约的容量价格；Pmark为同类电源的主容量市场边际出清价格；Qb,con为双协合约签订的容量；Rb,mon为电厂或用户每月分摊的双边协商结算费用；Rb为电厂或用户双边协商交易的收益。

双边协商容量合约为差价合约，当双边合约价格高于主容量市场出清价格时，容量买方需支付卖方双边合约与主容量市场价格的价差；当双边合约价格低于主容量市场出清价格时，容量卖方需支付买方主容量市场价格与双边合约的价差。

假设电厂A与大用户A以场外双边协商的方式，以9元/kW的价格签订了60 MW的容量合约，最终主容量市场的出清价格为9.1元/kW，则电厂A和大用户A的双边协商容量合约在1月的分摊收益分别为：电厂A收益-0.5万 元，用户A收益0.5万 元。

3.3 容量权转让市场收益结算

与双边协商市场结算类似，在容量交付年之前的规定时间内，结算容量权转让市场交易，并将相关费用分摊到每月，如公式(14)至(16)所示：

Ri,s=-Pi,s×Qi,s.

(14)

Rh,r=Ph,r×Qh,r.

(15)

Ri,s,mon=Pi,s/12.

(16)

Rh,r,mon=Ph,r/12.

(17)

式中：Ri,s为电源i出让容量权需支付的费用；Rh,r为电源h受让容量权的收益；Pi,s为电源i出让容量权的价格，Ph,r为电源i受让容量权的价格；Qi,s和Qh,r分别为电源i和h出让和受让容量权的容量；Ri,s,mon和Rh,r,mon分别为电源i和h出让和受让容量权每月应结算的费用。

假设电厂A以9元/kW的价格向电厂B出让10 MW的容量合约，则电厂A和电厂B的容量权转让合约在1月份的收益分摊分别为：电厂A收益-7.5万 元，电厂B收益7.5万 元。

3.4 各电厂和用户的容量市场总收益/费用

各电厂在容量市场每月的总收益为其在主容量市场、补充容量市场、场外双边协商市场、容量权转让市场收益之和；用户侧容量市场的每月总费用为其在主容量市场、补充容量、场外双边协商市场分摊的费用总和。由此，电厂A和用户A在1月份的容量市场总收益和费用分别为：电厂A收益83万 元，用户A收益0.42万 元。

4 容量市场中机组搁置成本补偿机制

已投建机组的搁置成本补偿问题是电力市场改革推进过程中面临的一大难题，尤其对于建设、运行成本较高的发电机组类型。现阶段，在市场中可能需要补贴的高成本机组包括历史投建的在运老旧燃煤机组、燃气机组和新能源。作为电能量市场和辅助服务市场的补充，通过电力容量市场价格机制的合理设计，可在一定程度上解决高成本机组的补偿问题。

4.1 老旧燃煤机组搁置成本补偿问题

煤电机组的装机容量在广东乃至全国电力系统的占比较大，2018年广东燃煤机组装机容量在系统总容量的占比约为54%。而大容量、低排放的燃煤机组是现阶段投资商主要投资的煤电机组类型，也是国家推进低碳能源发展战略所倡导的燃煤机组发展方向；因此，一般会选取某一容量级别的大容量、低排放的新进燃煤机组作为参考类型，并根据市场实际运行情况，核定该类型新建机组的CONE、NE&AS和NCONE作为煤电机组容量市场价格需求曲线制订的依据。

计划体制下建设的火电机组成本差异性较大，后期建设的机组均为600 MW及以上级别的大容量机组，单位容量投资成本低、单位煤耗低；容量为350 MW及以下级别老旧机组的单位容量投资成本低、单位煤耗高。在以大容量、低煤耗新建机组为参考确定主容量市场NCONE的情况下，老旧机组即使在容量市场中标获得容量市场收益，在能量市场、辅助服务市场和容量市场的收益很可能仍然无法覆盖所有成本，不能保障其存活。历史投建的在运老旧机组可能由于市场化改革而产生搁置成本，这部分成本应该在市场设计中予以考虑。

因此，建议这些高成本的老旧燃煤机组作为价格接受者参与容量市场，与其他燃煤机组包括新增和存量机组同台竞价，按统一出清边际容量价格结算。同时，对于高成本的老旧燃煤机组，核定其为保障生存需在能量市场、辅助服务市场和容量市场获得的收益及近几年在能量市场和辅助服务市场的收益，两者相减后得到其在容量市场应获得的收益。计算老旧机组应在容量市场获得的收益与燃煤机组容量市场的NCONE的比值α，以燃煤容量市场统一边际出清价乘以α后的值来结算老旧燃煤机组的容量市场收益，从而在容量市场中体现对老旧燃煤机组的搁置成本补偿。表4给出了燃煤机组的容量市场竞价方式。

表4 燃煤机组的容量市场竞价方式Tab.4 Competition mode of capacity market for coal-fired units

4.2 高成本燃气机组的补贴问题

现阶段国内燃气购买成本高，由于燃气发电机组的技术发展尚未成熟，导致其运营和维修成本也较高，在一定程度上限制了其装机容量的发展，2018年广东燃气机组的装机容量在系统总容量的占比约为15%。可考虑选择某类较为主流的燃气轮机作为气电容量市场的参考类型机组，核定该类型机组CONE和NE&AS，以及NCONE取值，作为气电机组容量市场价格需求曲线制订的依据，从而以容量市场机制保障在容量市场回收燃气机组在能量市场和辅助服务市场中回收不了的成本，激励新增燃气机组的投资。

因燃气机组在国内发展时间相对较短，可不分存量或新增机组，在同一气电容量市场平台，按统一边际价格出清。

5 南方(以广东起步)电力容量市场发展规划

5.1 南方(以广东起步)电力容量市场的发展路径

容量市场可为电能量市场提供可靠性容量，其交付的容量直接影响电能量市场价格。只有中标的容量在电能量市场可靠交付，容量市场才能发挥保障长期电力容量充裕性和可靠性的价值。在南方区域现货市场还未开展时，各省电源无法在南方区域范围自由竞价、优化配置，也就无法开展南方区域的电力容量市场。因此，南方区域电力容量市场的发展路径应与南方区域电力现货市场的发展路径相适应，可在南方区域电力现货市场以广东起步为初级阶段，先建立广东电力容量市场；待南方区域电力现货市场运行后，建设南方区域电力容量市场，促进容量资源在南方区域范围内的优化配置。

5.2 南方(以广东起步)电力容量市场建设的2个阶段

南方(以广东起步)电力容量市场分为2个阶段：广东电力容量市场和南方区域电力容量市场。

在建设广东电力容量市场阶段，因以“网对网”的方式向广东送入电力的省外电源在广东现货市场起步阶段未能自由参与广东电力现货市场的竞价，广东只开展省调调管电源和以“点对网”方式向广东送电电源的电力容量市场，其他外送电电源暂不参与广东电力容量市场。政府需在主容量市场开始前确定以“网对网”方式送入广东电力的情况，包括制订的省间框架协议、确定框架协议外的市场电量，以及在广东负荷高峰期的输送电力曲线等。在此基础上，广东政府确定广东电力容量市场的目标容量，组织容量市场范围内电源和省内售电公司及用户参与容量市场交易，容量统一购买费用由本省售电公司和用户分摊。省间框架协议内电量的电价可在考虑能量市场价格和容量市场价格后综合定价；框架协议外市场化合约可考虑采用将其作为广东省内主容量市场的价格接受者，并按每月广东省内负荷高峰时段西电东送总出力曲线扣除框架协议内合约部分的出力给予容量补贴，并将框架协议外市场合约容量补贴费用与省内容量市场费用一起分摊给省内用户。

在南方区域电力容量市场阶段，不分省份，开展南方区域统一容量市场。考虑区域内部的输电传输容量约束，建设分区的南方区域容量市场，确定南方区域容量市场子区的目标容量，南方区域内电源共同参与区域统一容量市场，容量购买费用由南方区域内售电公司和用户共同分摊。

6 结束语

本文首先对比了各类保障电力容量充裕性与可靠性机制的优缺点，结合南方/广东电力市场的实际情况，论证了容量市场机制适合现阶段南方(以广东起步)电力现货市场的建设。其次，考虑不同类型电源成本的差异性，提出不同类型电源分平台竞价的容量市场竞争模式，引导形成合理的电源结构，推动节能减排、低碳化国家能源战略的落实；在此基础上，设计了适应南方(以广东起步)电力现货市场的容量市场交易品种、交易机制和结算机制，并探讨以容量市场机制解决机组搁置成本的补偿问题。最后，考虑容量市场与电能量市场衔接关系，设计了南方(以广东起步)电力容量市场的分阶段发展规划。