新型容量市场建设背景

随着我国新型电力系统建设的不断推进，可再生能源的装机占比持续提升。这一趋势使得电力系统日益呈现出高比例可再生能源和高比例电力电子设备并存的“双高”特征。在此环境下，电力系统迫切需要具备更坚强的抗风险能力以及更灵活的调节能力。

他山之石——国外容量保障机制经验

为确保长期电力供应安全，全球各国电力市场均根据自身经济发展路径和电力市场模式，以保障容量充裕度为目标，建立了不同的容量保障机制。例如，德国战略备用机制、美国得州稀缺定价机制、美国PJM市场容量市场机制和我国的容量补偿机制。

为应对电力供需失衡风险，容量市场往往通过价格信号波动来反映资源的稀缺性。以美国PJM市场为例，PJM容量市场采用集中式容量拍卖机制，又称可靠性定价（Reliability Pricing Model，RPM）容量市场。2025/2026交付年下，区域输电组织（ Regional Transmission Organization，RTO）的区域基本拍卖（Base Residual Auction，BRA）价格达到269.92美元/兆瓦·日，较2024年同期拍卖价格28.92美元/兆瓦·日大幅上涨，同比增长8.3倍，创价格新高。2025年7月22日，全球最大数据中心集中地所在电力市场PJM发布《2026/2027年度容量电价拍卖报告》。PJM拍卖清算价格统一为拍卖价格上限——329.17美元/兆瓦·日，再创历史新高，标志着PJM市场整体电力供需关系进一步趋紧。近年来，剧烈的价格波动直观地说明，在能源转型过程中，若缺乏有效的容量保障机制，电力供应安全将面临严峻挑战。

国外电力市场的经济性主要由三大收益支柱共同支撑。首先是经营主体在电能量市场通过中长期、现货交易获得收益；其次是容量市场或补偿机制，主体通过参与容量拍卖或基于容量补偿机制，因承诺并保持其容量的可用性而获得固定收益；最后是辅助服务市场，主体通过向电网提供调频、爬坡、旋转备用等实时服务，以维持电网稳定运行并获得服务报酬。

我国已对煤电机组实行了容量补偿机制。由政府针对系统发电机组固定成本回收问题制定容量补偿标准，补偿费用由用户分摊。2025年，补偿火电30%固定成本；2026年，推动煤电容量电价回收固定成本比例提升至不低于50%，推动尽快通过容量补偿机制补偿100%煤电机组固定成本。

然而，传统容量市场的核心目标是确保电力供应的可靠性和长期容量充裕性以作为特定类型机组固定投资成本的回收工具。传统容量市场仅覆盖常规电源机组，其他类型可调节资源暂未涵盖，难以有效促进长周期的各类型调节性电源的投资建设。

不仅如此，我国还面临用电负荷快速增长、峰谷差加大、各类型调节容量显著不足的问题。“十四五”以来，全国用电负荷保持较快增长。2024年迎峰度夏期间，全国最高用电负荷达到14.51亿千瓦，2025年7月，进一步攀升至15.08亿千瓦，较2024年峰值增加约0.57亿千瓦，增长率约3.9%。2024年全国平均用电峰谷差约3.1亿千瓦，同比增长约12%。与此同时，有效保供能力增长有限，2024年，新投产煤电机组约3000万千瓦，新投产的超过4000万千瓦电网侧新型储能尚未形成可持续的商业模式，系统保供容量裕度整体趋紧。从长远看，系统顶峰容量紧张的同时，高比例可再生能源可能导致系统调峰调频、爬坡、转动惯量等各类调节容量不足。同时大量的新型主体如储能、虚拟电厂等，因缺乏有效的市场机制和固定成本回收机制，影响了投资主体的积极性。

机制局限与供需紧张的双重作用，加之新型电力系统建设的纵深推进，迫切需要加快建设适应新型电力系统的容量市场，激励持续投资建设新能源机组，以及包括煤电在内的各类型支撑保障电源和调节电源，以保障系统容量充裕度和电力安全可靠供应。

战略契机——价格下行迎来“窗口期”

结合当前市场环境，电力市场价格呈下降趋势，为新型容量市场建设提供了难得的“窗口期”。在《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号）出台背景下，新能源参与实时市场的价格呈下降趋势，受“实时-日前-中长期”多层次价格联动影响，日前市场及中长期合同电价也同步下行；用户侧电价呈现“降价容易、涨价困难”的特征。随着系统成本上升或调节性资源需求增加而上调电价时，往往面临较大的舆论和政策阻力。“先降后升”的价格调整机制操作难度大。引入新型容量市场机制，可以在电能量价格下降阶段，将电能量价格下降部分的收益转化为对储能、虚拟电厂快速响应负荷等灵活性资源的容量支付，避免用户侧价格出现大幅波动。

新型容量市场的内涵和特点

新型容量市场主要内涵

新型容量市场是指以加强政府引导调控为指导，测算电力系统后续5～10年投运的新能源容量，以及消纳新能源所必须的顶峰、调峰、调频、爬坡等多维调节容量，并以此为交易标的物，涵盖新能源、火电、储能、虚拟电厂等各类主体，充分考虑新型电力系统运行的关键需求，以市场为导向确定容量需求和容量价值，旨在确保实现能源安全稳定供应与清洁低碳转型的电力市场创新品种。

新型容量市场是顺应“新能源+多维调节”需求而产生的创新品种，其核心内涵可以从以下四个维度进行深度剖析：

充裕度容量和调节性容量“双轨制”。新型容量市场实行“双轨制”运行模式，以区分不同类型资源的定位与价值。一方面是充裕度市场，主要面向火电等常规电源，沿用现有的容量补偿机制，其核心目标是保障系统长期供应的可靠性。另一方面是调节性容量，专门针对储能、虚拟电厂等新型主体，通过调节性容量引导新型主体投资。

长时间尺度。新型容量市场构建多级周期模式，品种覆盖3～5年的规划长周期，并结合年度周期及年内短周期（季度），以引导长期资源配置。这种长短结合的设计，使得市场既能服务于远期规划，又能灵活适应电力系统不同阶段的运行调整需求。

多主体参与，涵盖整体能源系统。新型容量市场鼓励多主体公平参与，涵盖了虚拟电厂、储能、微能网以及综合能源系统等多种经营主体，标志着容量保障机制实现了从单一发电机组向系统灵活性资源协同参与的根本性转变。

多品种设计，重新定义容量需求。为适应高比例新能源接入后的系统特性，新型容量市场扩展为包含顶峰调峰、调频、爬坡、转动惯量等在内的多品种设计，旨在确保实现能源安全稳定供应与清洁低碳转型。

新型容量市场与传统容量市场对比

新型容量市场与传统容量市场在机制设计与功能定位上存在显著差异，具体可以概况为六个不同：

一是系统边界不同。传统容量市场主要聚焦于容量充裕度，未充分考虑系统运行所必需的调节性资源。而新型容量市场既通过现有的容量补偿机制，保障了常规电源的建设投入，又通过增设调节性市场，激发了各类型调节资源的投资积极性，实现了保供与调节的双重覆盖。

二是容量需求范畴不同。传统容量市场通常仅以顶峰容量作为主要考量对象，这种单一的需求定义难以适应新型电力系统复杂多变的运行需求。新型容量市场则涵盖了更广泛的需求，包含新能源消纳需求，以及顶峰调峰、调频、爬坡、转动惯量等多维度电力系统调节需求。

三是时间维度不同。传统容量市场的交易周期通常较为固定单一。相比之下，新型容量市场在时间维度上涵盖多年、年度和多月（季度）的市场周期，有助于市场参与者提前规划和调整策略，确保电力系统的长期稳定性和灵活性。特别是对于建设周期较短的新型主体（如储能），其容量交易可按年度组织开展。

四是空间维度不同。传统容量市场主要考虑系统整体需求，电源项目采用核准制，较少考虑电网分区的具体需求。新型容量市场则在空间维度上充分考虑电网主体架构和潮流断面阻塞情况，能够分区测算各类型容量需求，并分区组织交易，充分考虑各区域容量市场的差异化功能定位，实现更精准、高效的市场运作与资源配置。

五是参与主体不同。传统容量市场的参与主体以火电机组等常规电源为主。新型容量市场保持技术中立原则，鼓励储能、虚拟电厂、微电网等各类新型主体公平参与。

六是费用传导方式不同。传统容量市场费用主要通过输配电价、系统平衡费用等进行传导，通常由工商业用户分摊。新型容量市场则进一步理顺了价格机制，可将容量费用纳入系统运行费，由全体工商业用户（含代理购电用户）按照用电量比例进行公平分摊，确保了成本疏导的合理性与透明度。

对新型容量市场建设

有关问题的思考

新型容量市场总体架构

新型容量市场的建设坚持以加强政府引导调控为指导思想，旨在推动新型能源体系建设，确保电力系统稳定运行。其市场运作主要呈现出两大特点：一是提前组织，将容量市场提前至其他电源规划节点前开展；二是明确测算范围，重点测算5～10年内必需的新能源容量及多维调节容量，并根据需求分年度组织实施。关于交易标的物与主体，交易标的物不仅包含新能源容量，还涵盖了顶峰、调峰、调频、爬坡等调节容量；市场涵盖的主体包括新能源、火电、储能、虚拟电厂等资源。此外，新型容量市场坚持以市场为导向，充分考虑以新能源为主体的新型电力系统运行的关键需求，通过市场机制确定容量需求与容量价值。

新型容量市场与其他电力市场的关系定位

首先，新型容量市场的建设必须处理好“电能量-容量市场”的耦合关系。鉴于“主体长期成本-市场量价波动-电能量与容量市场长期均衡”的因果反馈关系，必须动态完善电能量市场与容量市场的价格联动机制。具体而言，电能量与容量市场在短期内存在负反馈耦合关系，而从长期来看，主体的投资决策存在滞后性。“电能量-容量市场”量价波动与市场主体通过投资决策博弈实现市场间的长期均衡。

其次，需要明确新型容量市场与电能量市场、辅助服务市场的差异化定位。新型容量市场聚焦于容量市场的长期可靠性，主要解决固定成本回收问题，引导资源远期规划，确保充裕性容量与调节性容量充裕。为各类发电资源提供长期稳定的收益保障，反映的是政府引导调控与投资主体的关系。辅助服务市场侧重于短期调节性，旨在提升和保障电力系统的调节能力和稳定运行，通过向市场主体采购各项辅助服务来实现，其反映的是电力系统运行与市场主体的关系。电能量市场致力于解决各类资源的边际成本回收问题，负责现货物理平衡及中长期金融合约稳价，其核心反映的是供需双方的关系。

三个维度测算

多类型主体有效容量系数差异化测算。为准确反映各类资源价值，需根据传统电源、储能、新能源、虚拟电厂、负荷侧资源等不同类型主体的物理经济特性，提出有效容量评估方法，进行差异化测算，以体现不同主体在电力系统中的实际贡献与价值。

各类型容量需求的测算。容量需求的测算需着眼于长远，重点测算未来5～10年各类容量的需求，并分年度滚动调整，目的在于确保容量市场与电力系统需求相契合。具体的测算内容涵盖三个方面：一是新能源基础容量需求；二是顶峰调峰、爬坡、调频、转动惯量等调节容量需求；三是需综合考量价格空间和用户实际价格承受能力。在交易周期安排上，采用多级周期相结合的模式：包括5～10年的长周期交易、1～3年的年度交易及年内的短周期交易。这种安排既能保证长周期容量的充裕性，又能兼顾容量需求变化时灵活调整的经济性。

调节容量补偿度测算。旨在发挥新型容量市场对未来灵活性资源投资建设的引导作用。应开展新型容量市场竞价，合理设置竞价空间，以市场化价格体现不同类型主体电力容量调节性价值，避免纯计划性质的固定容量补偿价格造成的过激励或欠激励问题。通过政府引导为主的容量市场与市场交易为主的电能量市场的协同运作，促使价格协同变化。随着电能量价格达到新的均衡水平，容量市场价格应回归合理的回收固定成本水平。市场机制通过平衡长期投资的固定成本回报与短期竞争的变动成本回报，引导主体投资决策，实现电力市场的长期均衡。

交易组织与出清模式

出清价格机制。新型容量市场的出清价格机制采用统一边际出清的机制。容量提供主体按容量市场申报价格，并由低到高排序，对申报容量按档位依次成交，直至最后一个市场主体的容量累加等于容量需求或申报容量全部出清，其申报价格即作为该档位边际出清价格。

交易组织变化。交易组织形式将随市场发展阶段进行动态调整。在市场建设初期，各类容量需求将采取单独测算、单独组织竞价拍卖的方式；随着市场逐渐成熟，逐渐过渡到多品种容量市场联合出清的模式。

竞价机制变化。在市场建设初期，采用单边竞价机制，即申报时，容量提供者申报容量和价格，组织机构提供容量需求；在市场成熟后，将采用双边竞价机制，由容量提供者报量报价，组织机构提供经测算的容量价格曲线。

与现有容量补偿机制的衔接

新型容量市场与现有容量补偿机制的衔接需分阶段推进。在市场建设初期，实行充裕性容量市场和调节性容量市场双轨制运行，互不干扰。待市场成熟后，将原本享受政策性容量电价补偿的煤电资源逐渐全部纳入容量市场，以此确保主体过渡的平稳性与完整性。

费用传导

在费用传导方面，应利用目前电能量市场价格下降的窗口期，建立合理的成本疏导机制。具体而言，将容量市场费用纳入系统运行费中，并由全体工商业用户（含代理购电）按当月用电量比例进行分摊。

容量考核机制

为了保障市场的有效性，必须建立严格的容量考核机制，重点针对以下两种情况进行考核：一是中标的经营主体是否按期或按中标容量投产；二是实际投产运行后能否根据之前承诺的技术参数提供相应的调节能力。

构建适应新型电力系统的容量保障机制，是实现能源保供与消纳双重目标的重要举措。本文立足于当前国内外电力市场环境，对新型容量市场的内涵、架构及实施路径进行了初步探讨。文中提出的“充裕度容量”与“调节性容量”双轨制思路，旨在尝试厘清常规电源与新型调节资源在系统中的差异化功能定位，探索一条既能维系系统长期充裕度、又能有效激发灵活性资源潜力的市场化路径。从概念设计到落地运行，新型容量市场的建设是一项涉及多维价值测算、价格机制耦合及成本合理疏导的复杂系统工程。未来，如何在政府引导与市场运作之间找到最佳平衡点，仍需在实践中持续验证与完善，以更好地发挥全国统一电力市场在电力资源优化配置中的决定性作用。