冯永晟 新型电力系统下的容量保障机制

　　第一，新能源发电特性导致的调峰/调频成本正快速增加，外部性的内部化压力巨大■★★◆◆。在风光发电的高比例接入背景下，其出力的波动性和精准预测难度正快速推高电力系统的运行调节压力。一是调峰成本激增，新能源的◆★◆“反调峰特性”（如光伏午间大发、晚高峰无出力）导致净负荷曲线陡峭化■◆★◆，需要更多灵活性资源填补供需缺口。比如，山东2023年光伏午间出力占全省负荷的60%以上，但傍晚负荷峰值时段基本无光伏贡献◆■■★◆★，迫使煤电机组深度调峰（最小出力降至30%）◆★◆，导致度电煤耗增加。同时■◆■★■，为应对新能源间歇性■■★★，系统需投资抽水蓄能、电化学储能等调峰设施★★◆◆◆，如欧洲测算每增加1GW光伏需配套200MW储能（ENTSO-E, 2022a）◆★■■■。二是调频成本攀升，新能源的秒级/分钟级波动大幅增加了频率调整的难度。比如，ENTSO-E（2022b）在资源充足性评估时指出◆★◆★★★，当可再生能源渗透率超过 30% 时■■◆★，调频辅助服务需求将增加 50%～70%。然而，传统火电机组被迫频繁调整出力会加速设备损耗★■◆★★，增加成本。再比如★◆■■◆，山东、宁夏等地的煤电机组因频繁调频导致年度维护成本增加8%～12%，部分高渗透率省份（如新疆）的增幅可能接近 20%（高峰★★◆★■◆，2023）。

　　由于新型能源对电价的蚕食效应，传统的常规火电的盈利空间会下降。一方面，由于新能源对传统能源的替代，火电度电分摊的容量成本回收压力增大■◆◆，需要市场有更长的高电价持续期，但现实是，长期平均电价的走低导致这种情况更难出现；另一方面★◆★，支持火电提供调节容量的机制需要备用市场支撑◆★，但备用市场同样会因新能源及其所引致的新型储能而面临新的问题★◆■★■◆。

　　在■★■◆★“双碳”目标推动下◆★◆■，新能源高比例接入对传统电力市场造成结构性冲击■◆■★★，引发 “低边际成本定价” 与 “高系统成本承担” 的深层矛盾：新能源拉低现货市场价格，导致传统电源固定成本回收困难（“丢钱问题◆■■◆★★”）■★，同时其间歇性和波动性推高灵活性调节成本与容量充裕性成本◆★，暴露出现有市场机制在成本内部化、备用价值体现及投资激励上的滞后性。本文从 ◆◆■■“备用” 视角重构容量保障机制◆■◆★，指出备用作为系统安全的公共品，面临经济激励不足、搭便车等市场失灵问题★■★◆，而传统容量机制与备用定价机制（如 ORDC 曲线）难以适应新能源带来的备用需求变化■◆◆◆■■。进而提出基于安全价值的新型机制设计，通过建立 “备用容量义务” 制度，采用降价钟式拍卖形成中长期备用容量池，明确市场主体的激励与责任，实现短期运行备用充足性与长期投资经济性的统一★★◆◆■■。本调 ◆◆■◆★“谁受益谁承担” 的成本分摊原则★★◆，建议在新能源高渗透率地区试点，构建电能量、辅助服务与容量保障机制协同的多维市场体系，为新型电力系统转型提供制度支撑◆◆★★★。

　　尽管辅助服务围绕系统运行的技术特征而存在功能性的差异■★，但均是围绕着有功的“供求平衡■★■★”而展开◆◆◆◆◆。如果抽象掉技术细节◆■，那么可以认为★◆◆■★■，需求水平由功率平衡容量决定，而频率的持续稳定则由备用容量实现★★。在市场化环境下■◆◆◆，功率平衡容量的确定由电能量市场来实现◆★，包括远期和短期（日前、实时）市场■■◆★★；而备用容量则通过辅助服务市场来实现。

　　第三，市场机制设计滞后于转型需求。传统电力市场以电量竞价为核心■◆，难以体现新能源的系统成本及其对电力商品价值的重构。特别是容量价值缺失★◆，新能源难以提供可靠出力，但现行市场缺乏对其容量贡献的科学定价◆■◆■◆■。美国PJM容量市场将光伏容量可信度定为10%～20%，远低于煤电的80%～90%。同时，辅助服务成本错配，新能源并网增加了调频、爬坡等需求，但相关成本主要由传统机组承担■★■■。中国调频辅助服务市场规模仅占电能量市场的1■◆■■◆★.5%，无法充分激励灵活性投资（国网能源研究院有限公司★■◆◆，2023）。

　　目前◆■★★◆★，各类市场主体参与电力市场获得的选择存在二元特征★■■■★。比如煤电机组◆★，主要是售电收入及提供辅助服务收入★■■■◆，但辅助服务收入具有典型的成本补偿特征★■■，而不具备投资激励效果，因此，国家出台了煤电容量电价机制；新型储能则主要通过现货市场套利和参与既有辅助服务获利（租赁服务收入的最终来源同样是电力市场）。然而，这种二元特征决定在价格波动日益频繁，且在市场和系统运营不确定性增强的背景下★◆★■，会出现更大的冲突性，即市场主体的市场参与行为也面临更大不确定性◆■，且会增加系统安全运行的风险。比如★■，一方面，当系统供求紧张时★◆■★，如果储能资源更多选择参与市场交易■★★■★，而不选择进入备用市场，那么备用容量的稳定性和充裕度就面临压力；另一方面■★★，套利空间带来的收益■■，可能也不足以弥补既有市场设计下价格难以充分反映全部价值的缺陷■■■★◆◆，从而无法实现足额成本回收■◆◆■■，并传递投资信号。

　　第一，低边际成本产生的蚕食效应（Cannibalization Effect）抑制传统电源收益。新能源的发电边际成本接近零（无燃料成本），在现货市场优先出清，会明显拉低电力批发价格，导致煤电、气电等传统电源的市场收益锐减。Hirth（2018）研究发现，在德国、瑞典电力市场中，压低电价的最大单一因素正是可再生能源的扩张★★■■。中国山东现货市场在新能源大发时段频繁出现零甚至负电价（2023年负电价小时数达52.7小时），传统电源难以通过电量市场回收固定成本★◆，形成新的■★■“丢钱问题”（Missing Money）★■■★。

　　换句话说，基于容量服务的全部社会价值并未得到充分实现★★。实际上，既有电力市场设计寄希望于通过容量稀缺性来发现并传递容量价值的信号，而系统可靠性通过各类技术条件作为稀缺价值发现的约束，这些技术约束的实现同样依赖于各类主体投资运营的资源。但是这些资源及服务的提供★★◆◆■★，并不像功率平衡容量那样，可以通过供求主体间的直接交易来实现，而是作为一种公共品由系统运营机构来采购和使用。但是提供这种公共品服务的容量资源在提供公共品服务的同时，却并未享受基于公共品性质的回报。

　　在◆■★◆■■“碳达峰■★■■★■、碳中和”目标驱动下，全球电力系统正经历以新能源大规模并网为特征的深刻转型。风电、光伏等可再生能源凭借低边际成本优势快速渗透，推动能源结构加速清洁化，但也对传统电力市场体系造成结构性冲击◆★★■★。新能源出力的间歇性、波动性与低容量可信度，导致电力系统面临“低市场价格■◆■★★”与“高系统成本★◆■■◆”的深层矛盾——现货市场价格因新能源优先消纳被大幅拉低◆◆，传统电源固定成本回收困难★◆★◆★★；而系统为保障可靠性所需的灵活性调节成本（如储能、调峰机组投资等）与容量充裕性成本（如备用容量储备）却持续攀升，造成“丢钱问题■★★”与市场失灵的双重困境。如何在高比例新能源场景下构建有效的容量保障机制■◆◆◆★，成为平衡系统安全性与经济性的关键命题★■◆。

　　在拍卖中中标的容量可以获得售出容量的固定收入从而回收相应的固定成本◆◆■，同时也相应承担◆■■★“备用充裕度◆◆■◆■★”保障义务，即在合同确定的对应服务期内，随时确保容量可用性◆★★，并响应调度指令实时真实运行备用缺口。

　　这种机制的作用在于确保短中期内运行备用的充足性及成本经济性。基本思路如下◆■■◆◆：由系统运营机构组织一种中长期（月度、季度）的运行备用集中采购市场◆■★◆◆★，通过基于测算的备用充裕性资金，利用拍卖机制确定运行备用的中长期备用容量序列。当系统运行状态出现运行备用下降时，运行备用序列中的相应容量自动激活来补充运行备用容量★◆★■，即实施一种◆■★“备用的备用◆■★”机制■◆■。这种机制的优势在于，可与现有电力现货市场和辅助服务市场实现无缝衔接，同时增强运行备用容量的充裕度和稳定性。

　　第二，这一原则是一种间接成本传导机制。理论上◆★■■■★，当新能源发电商承担了额外的辅助服务费用时，仍会通过电价向用户侧传导。但这种传导会带来两方面的影响◆★◆■：一方面，传导很可能是不完全传导◆◆★，会在新能源发电商和用户之间分摊，因此实际效果会压缩新能源的利润空间■◆■■★，同时用户也无法充分接受价格影响◆★；另一方面★◆，从企业角度讲■◆◆◆，如果企业同时拥有新能源场站和常规调节火电，那么会产生一种企业内部不同业务板块的利润再调整★★◆■■■，并有可能形成针对其他仅有新能源业务的企业的不合理竞争优势。

　　具体的拍卖机制可借鉴ISO-NE的降价钟式拍卖◆■。系统运营机构组织的集中拍卖采用降价钟式拍卖，从高价开始逐步降低★◆，直到投标容量达到系统运营机构所需容量水平，实际上这是要花光安全溢价决定的预算★★★■◆。无论是针对存量资源还是增量资源，均采取限定总收入的降价钟式拍卖。当然，存量资源和增量资源拍卖可以并存，但需要做好衔接。

　　近年来◆■◆★■，电力市场设计也在不断改进■★◆■◆，以调和可再生能源发展和备用采购成本效率间的冲突，这也被认为是实现现代电力系统运营弹性和经济效率的关键步骤（Vijay et al★★.◆■★★, 2017）。成熟电力市场的一个特点是，越来越多地采用实时调整机制和动态备用分配模型，以应对可再生能源发电带来的波动。这些适应性机制对于确保备用资源既具有成本效益又技术充足至关重要。总体而言，高比例可再生能源电力系统需要从根本上重新思考传统的备用市场架构，以确保运营弹性（Wang et al., 2011; Vijay et al★■★◆◆.◆★★★★■, 2017）。这些适应性措施不仅可以减轻与可再生能源波动性相关的风险，还可以通过更有效的备用利用来降低整体系统成本。

　　此外，当储能能够参与电能量市场进行套利时，也只有当电价波动带来的套利空间足以抵消电价下降所带来的收入下降时，市场套利才可能帮助储能回收容量成本并传递投资信号■■。但是目前看来，这种成本回收和投资激励还不强■■◆■。至少现有研究表明，美国和欧洲的日前市场套利利润还不足以激励投资（Lamp and Samano■◆■, 2022; Komorowska and Olczak, 2024）★★◆。在中国■★■◆，这种情况则因为市场建设的滞后而更为突出◆★★★■。

　　备用容量投资激励越来越成为一个应对系统安全形态变化的关键问题★■◆■。电力市场的改革要立足保障电力系统具备合适的容量组合和容量充裕度。在竞争性电力市场中，传统现货市场模式下缺乏明确的备用激励措施，这推动了提供长期价格信号和风险补偿的备用容量市场的发展。这些改革催生了结构性电价和容量义务等机制，以鼓励发电商投资于灵活和充足的容量★◆◆★■★，从而提高整体系统的可靠性。相关研究表明，明确地将备用支付与容量投资挂钩的市场改革可以改善长期市场结果，因此，备用容量市场越来越被视为在竞争性电力市场中连接短期运营平衡和长期投资规划的重要中介（Oren★◆◆★, 2005◆★; Joskow, 2007; Karri et al.★◆★■★■, 2007）。为了解决◆■◆★“丢钱问题■★◆★■”，目前，成熟电力市场主要采用两条路径来弥补这一漏洞：一是实行容量市场◆◆◆；二是强化备用的稀缺性价值■■★■◆■。

　　在新型电力系统构建的进程中■■，必须认识到既有的传统机制安排存在的诸多不足。第一，电能量市场不能完全足额地回收固定成本；第二■■■◆◆★，辅助服务市场也不能完全足额地回收固定成本；第三★★◆■，容量市场虽然直接针对“丢钱问题”，但与短期系统运行需求之间会出现脱节，而且本身容易产生过度补偿，并引发市场策略性行为■★★◆。电力系统安全稳定运行形态的变化，需要一种直接反映系统安全稳定运行需要的容量保障机制■■，而这种机制只能通过强化备用的价值发现，来将长期投资激励与短期系统运行实现更紧密的结合★■■■◆★。

　　电力系统的转型进程使得备用机制的设计在电力市场中愈发重要。本文首先界定备用概念，然后介绍备用在电力市场中功能和价值的演进。

　　当系统运行面临越来越多的不确定性状态时，重视电力安全的规制者和重视可靠性的系统运营机构，应让电价反映容量在不同系统运行状态的功能，针对容量的备用功能实施协调一致的规制定价◆◆◆。这种定价带来的长期容量选择和短期配置结果，是与规制者和系统运营机构对安全价值的判断相适应。相应地，区分不同市场模式并不在于市场部分的组织形式，而在于规制者或系统运营机构对安全价值的判断，及所采取的规制定价政策◆◆◆★。

　　新型电力系统面临的突出挑战是，如何协调系统安全稳定运行需要与确保调节容量的生存经济性。

　　ORDC根据市场条件和系统需求动态调整■★■◆◆★，从而为发电商在高风险时期提供灵活的备用容量提供了更大激励。当ORDC被整合进市场出清系统中时，可以提高备用采购的经济效率并支持系统稳定性，相关研究已经验证了其在提供可靠辅助服务的同时，能够降低与备用激活相关的成本（Papavasiliou and Smeers, 2017）◆★。因此，备用需求曲线已成为备用市场改革努力的一个重要方向。

　　不过■★■■，既有研究主要考虑的是电力系统应如何适应新能源的快速发展形势，但更深层的问题则在于，备用功能的强化如何转变为帮助各类资源投资主体回收成本，并激励投资的市场价格信号。目前来看，这方面的探索仍然不足。

　　拍卖中标收入可以作为存量容量的固定成本回收来源，也可作为新增容量的投资来源。这部分收入并非容量提供商的全部固定成本■◆★◆◆，而是部分固定成本回收■★◆◆◆。由于具有额外的稳定收入来源，那么即便价格波动的套利空间不足和电价持续走低，那么也可能保持相对充裕的可用备用容量。同时★■★■◆，很重要的一点是，这也很可能会避免不同技术路线之间的过度替代，特别是储能对传统电源调节容量的替代。从而能够有效地改善各类容量的生存经济性并稳定投资预期，确保电力系统转型的动态稳定性。

　　第二，针对备用容量的公共品属性，逐步建立基于可靠性的用户分类定价机制。可在“系统运行费”框架内★◆★◆，区分高可靠性需求用户（如工商业用户）征收专项备用费，纳入容量保障资金池；居民等低可靠性用户按合理比例分摊，相应纳入容量保障资金池■■■◆。

　　系统运行面临来自供求两侧不确定性的影响★◆■■■，各种扰动使得供求平衡无法像其他普通商品一样自发地实现，而必须依靠系统运营机构利用各类资源、设备和手段以维持、恢复频率水平，及抑制频率的短时大幅波动◆■，从而形成了各种辅助服务。在系统运营实践中◆■◆★■，辅助服务的类型众多，不同电力市场的定义也存在差异，大致上包括调频★◆★、调峰◆■、运行备用◆★◆★、网损补偿、无功补偿★◆■◆、黑启动等◆■◆◆★。

　　伴随着新能源的发展，新型储能快速增长。作为最灵活的调节资源类型，新型储能的技术特性使其受到青睐，但成本回收和投资激励也面临巨大的潜在挑战，比如Deman等（2025）就认为，当新型储能占据较高份额并成为备用容量主要供应商时，将对电价产生显著影响★★■■◆。他们认为◆■◆，新型储能的灵活性意味着零机会成本，因为与火电和水电不同，在高比例新能源和新型储能电力系统中，电化学储能要么作为日前市场的边际机组，要么无须在能源供应和备用容量供应之间进行权衡。由于电池可单独提供备用◆■◆◆■，系统在备用容量市场调度储能的成本低于水电或火电，从而会将其他备用供应商挤出向上备用容量市场。这就降低了备用的盈利能力◆★★■★■，类似于可再生能源在电能量市场中的“蚕食效应”。

　　在“碳达峰碳中和”目标推动下，新能源（如风电、光伏）加速发展，在电力系统中的占比持续攀升。根据国家能源局数据，截至2025年第一季度★◆★■，我国风光装机已达14.82亿千瓦，首次超过火电装机（14◆■◆★.51亿千瓦）★◆■◆■◆。伴随这一装机结构的变化，新能源的低边际成本与高系统成本特性★★■■★，正使传统电力市场面临严峻的结构性挑战◆■■。

　　第一，由市场交易机构和系统运营机构联合◆★■★，根据市场运行数据细化测算方法，提供安全溢价的合理评估，确定支撑系统备用容量充裕的阶段性资金需求★★■■■◆。由系统运营机构主导，开展月度 / 季度运行备用集中拍卖（借鉴 ISO-NE 降价钟式拍卖），建立 “备用的备用” 容量池。相应建立备用容量义务机制◆★，要求中标主体（煤电、储能、需求侧资源）在服务期内承担备用容量义务，并相应限制参与现货市场或辅助服务市场交易。

　　如果从公共品的视角看，“谁受益谁承担”原则更为合理。但是针对常规辅助服务市场和备用容量机制■■★◆◆，这一原则的实施方式又存在差异■■◆★★◆。对常规辅助服务市场而言，根据可靠性偏好来区分不同用户的受益程度似乎更为合理，因为这一原则源于公共经济学，要求从特定服务中获得利益的主体承担相应成本，从而避免“搭便车◆★■◆”问题。在辅助服务市场中，若成本由全体用户平均分摊■★■■★◆，可能使得高可靠性需求用户未承担与其需求匹配的成本，从而缺乏节约备用资源的激励◆■◆■；同时低可靠性需求用户（如可接受短时停电的用户）承担额外成本，造成福利转移。通过 “谁受益谁承担”，可实现成本与受益更加合理的匹配◆■◆■，从而提升资源配置效率◆★★◆★★。

　　正如冯永晟（2022）所指出的，消失的安全价值是电力系统面临的突出问题。很大程度上◆◆★，“丢钱问题”的原因不仅仅是现货市场限价以及抑制市场势力的诸多措施■★★，其根源更在于消失的安全价值和相应规制定价政策。如图1所示，当实际负荷水平导致备用冗余下降时■■，尽管从系统运营视角◆◆■◆，系统平衡仍得以实现，但是，容量资源相应失去了足额成本回收的机会■■◆★◆。因为在冗余消耗的背景下，系统实际上处于一个高风险运行状态——客观上■★，这表明系统需要更多的调节备用资源，但这一信号在电能量市场和辅助服务市场中是严重不足的。在新能源快速发展、高不确定性期不断增加的背景下◆■，备用的★◆★“安全价值”却仍对应着低价格★★，成为◆★“丢钱问题”的重要根源。如果认为“丢钱”的根源仅来自电能量市场和辅助服务市场的缺陷■■◆，那么就会使容量机制的设计与系统短期运行的需要相脱节◆★，更无法提供有效的激励。因此■★■■■，适应系统安全稳定运行的容量机制■★■◆，是要让系统对备用容量资源的需求通过找回“消失的安全价值”来得到满足。

　　传统电力市场以电量交易为核心的机制设计，已难以适应新型电力系统的运行特性。一方面，新能源的负外部性未被充分内部化◆★■◆■◆，其引发的调峰■★◆■◆、调频等系统平衡成本仍由传统机组和用户隐性承担，市场无法合理量化与分摊此类成本★★；另一方面■◆，备用容量作为保障系统可靠性的公共品，面临投资激励不足◆★、免费搭车等市场失灵问题，亟须通过制度创新重构价值发现与成本回收机制★★◆。现有容量市场、辅助服务市场等机制虽尝试应对，但普遍存在规则复杂、灵活性资源激励不足、动态适应性差等局限■◆■★◆，难以有效传递长期投资信号并匹配系统实时运行需求。

　　本质上◆◆◆★，当备用容量被激活调度时，在支撑系统实现实时平衡的同时，也意味着风险应对能力的相应下降。从系统平衡的角度看，在备用容量受到调用并消耗时，系统面临的不确定性和风险却未必相应降低，反而是在上升——这一点是以往电力系统所不具备的特征■◆■■★★，也是既有电力市场设计所忽视的。实际上，系统运营机构的目标应该是◆★■■，使系统平衡持续保持在充足备用提供的安全范围内◆■★，而不仅仅是保持系统平衡。

　　这就意味着，即便存在备用辅助服务市场，灵活容量的提供者也可能无法回收全部成本，更无法拥有充足的投资激励。可以看到，尽管备用需求增加且供应结构发生显著变化■◆★★，但价格其实并未随时间显著改变■■◆■★◆。即便存在备用容量市场，但仅仅是确保备用的可用性，而无法为灵活性提供额外的补偿◆★，也无法在系统转型背景下解决 “丢钱问题”。

　　本文的主要结论包括：第一，强调了市场体系重构的必要性，新能源发展给传统电力市场带来诸多矛盾◆★◆◆■■，必须通过制度创新重构电力市场价值体系，平衡电力系统安全性与经济性；第二■■■■◆■，指出现有机制存在的缺陷，无论是容量市场等容量机制，还是ORDC等备用定价机制■◆★■，都存在一定的局限性★◆，难以完全适应新能源快速发展的需求；第三，提出的新机制具有显著优势，基于安全价值的容量保障机制能与现有市场无缝衔接★■◆★■◆，增强备用容量的充裕度和稳定性，改善各类容量的生存经济性■★，稳定投资预期◆★★，有助于确保电力系统转型的动态稳定性■■◆★★◆；第四★■◆■◆■，成本分摊原则明确★★◆，在成本传导和分摊方面，“谁受益谁承担★■”原则相对更合理。在常规辅助服务市场，可根据可靠性偏好区分用户受益程度，在备用容量机制方面，该原则对稳定企业经营和投资预期具有直接效果。

　　一个有效的电力市场需要各类投资者能够在长期的投资运营中获得合理利润，并维持投资。如果电能量市场和辅助服务市场不能帮助投资者在长期内回收包括合理收益在内的全部成本，那么系统的可靠性就会受到影响■■◆★◆。自20世纪90年代以来的电力市场化改革首先核心围绕着电能量市场展开，但也产生了成本无法足额回收的问题★★◆★，进而又从容量充裕度的角度推进了容量机制的探索（冯永晟■■，2022）★★◆★。这一问题（或结果）导向型的探索虽然带来了电力市场的改进★■◆，但仍难以适应新能源快速发展趋势★■◆★■◆。发电容量的价值，除了实现电力资源在供求两侧的优化配置外■◆★■，◆■★■◆“持续”地保持供求平衡这一根本性安全诉求，难以在市场设计中得到直接体现。

　　新型容量保障机制的核心在于将备用的安全价值显性化，通过规制与市场相结合的手段引导传统可调节电源（火电）、新型资源（储能）等调节资源合理配置，既解决传统电源盈利困境，又为新型储能等灵活资源提供稳定收益预期，避免技术路线间的过度替代■★◆。同时，基于“谁受益谁承担■■★◆◆■”原则优化成本分摊机制，确保系统可靠性成本由全体受益者公平分担，最终构建电能量市场、辅助服务市场与容量保障机制协同发力的多维市场体系。这一研究为破解新能源转型中的“丢钱问题”、实现电力系统动态稳定性提供了理论支撑与实践路径■★，对推动“双碳”目标下电力市场制度创新具有重要借鉴意义◆■。

　　在现实系统运行中■★■，备用类型常包括调频★■、旋转■★★■★、非旋转备用等，每种备用类型都有不同的响应时间和运行特征，并且都需要量身定制的市场设计。由于间歇性可再生能源发电的持续增长以及由此产生的相应变化★◆■■，现代电力系统对这些备用的需求已经发生巨大变化。相应地，定义明确的备用市场是适应这种变化同时保持电网动态平衡的基础。因此，很多研究集中在建立提供不同备用类型背后的运行协议和经济原理上（Ruiz and Sauer◆■★■◆■, 2008◆◆★★; Pandurangan et al., 2012）。

　　在本文即将刊发之际，欧洲伊比利亚地区大停电发生★■★。尽管导致事故出现的初始原因仍在调查之中，各方也存在不少争论★◆★◆◆◆。但是导致初始事件引发快速连锁解列的一个重要原因之一肯定包括电网缺乏充足的备用调节容量。可以设想，如果西班牙系统运营机构拥有长序列的储能、燃气机组等资源，即便未必能避免大停电的发生，其可能性及危害程度也会有所降低★◆★■。同时◆■★★，西班牙的容量机制是规制容量电价★◆★■■★，大停电既表明了这种容量机制与系统运行需求的脱节★◆★■，也表明了我们所设计机制的现实针对性，更预示了我国容量保障机制的调整方向。可以说◆◆■★，大停电恰恰为我们的机制设计提供了绝佳注释◆■◆★★★。

　　本文立足新型电力系统的技术经济特征，从“备用”这一核心安全要素切入，重新审视容量资源的双重价值——既作为电能商品的交易价值★◆◆，更作为系统安全屏障的安全价值★■★◆★。研究指出■★■★，新能源发展改变了备用需求的规模◆★■■★★、结构与响应特性，要求突破传统备用市场架构，构建融合安全价值的容量保障机制◆■★★◆★。通过剖析系统成本内部化难题★■、备用价值的历史演进及现有机制的不足，本文提出以“备用容量义务”为核心的机制设计◆■◆■■★，通过降价钟式拍卖形成中长期备用容量池，明确市场主体的激励与责任，实现短期运行安全与长期投资效率的协同■■■◆。

　　★■◆◆■★“谁引起谁承担”在一些电力市场运行备用相关机制中得到重视，是因为其在成本合理分配和激励市场参与者行为等方面具备一些理论上的积极作用。一是成本分摊具有一定的因果逻辑。运行备用旨在应对电力系统中需求和供应的不确定性，而这些不确定性由多种因素造成。按照这一原则，将备用成本分配给造成需求和供应不确定性的相关方，则能实现成本的合理分摊。比如在实施ORDC的市场中，可将与预测需求增长相关的成本分配给能源消费者，将应对不确定性的成本分摊给相应的发电■◆★◆★■、负荷等主体■★◆◆■，从而确保成本分摊与各主体对备用需求的影响相匹配■■◆◆。二是能够激励市场参与者行为★◆■★◆■。该原则能激励市场参与者主动减少自身对储备需求的贡献。当参与者清楚自身行为会带来备用成本时，会更有动力优化自身运营，降低不确定性。发电商会努力提高发电预测的准确性，减少因预测偏差导致的备用需求；用户也会合理安排用电，避免不必要的需求波动，从而提升整个电力系统的稳定性和效率。

　　安全价值的重新发现◆■，也相应伴随着成本传导和分摊的问题。关于这个问题历来有不同主张，主要包括“谁引起谁承担”（Causer Pays）和“谁受益谁承担”（Beneficial Pays）。相对而言，本文更倾向“谁受益谁承担”★■◆★。

　　由于新能源发电固有的间歇性、波动性和不确定性，尤其是风能的并网消纳大大增加了对备用的需求，间歇性、波动性需要系统具备更大的备用边际，以减轻与预测误差和产出突然变化相关的风险★◆。因此，市场改革特别侧重于调整备用采购门槛和补偿机制，以更好地捕捉高比例可再生能源电力系统所需的额外灵活性。研究表明，可再生能源发电带来的波动性不仅需要更多的备用，还需要发展更敏捷和反应更迅速的市场机制来有效地部署这些备用■★■，将可再生能源可变性纳入运行备用市场改革变得越来越重要（Hamon and Söder◆★★◆◆, 2011; Wang et al., 2011）。

　　综上所述，“低边际成本定价”与“高系统成本★★◆”的矛盾，亟须通过容量、备用机制等制度创新，重构适应高比例新能源的电力市场价值体系。本文的研究意义在于◆■■★★：一是从理论层面重构了电能量/容量/绿色价值的多维市场体系；二是从实践层面探索了破解“丢钱问题”的解决途径，以平衡安全性与经济性。

　　对我国而言，新能源波动性造成的重要成本部分会产生显著的负外部性，但由此引发的系统平衡成本仍未被其市场价格内部化■◆★■◆，而主要由传统机组和终端用户承担◆■。合理量化此类成本并通过市场机制（如调频辅助服务价格、备用容量费用）分摊，是新型电力系统建设的关键难题。

　　同时，伴随着新能源的快速发展，单纯依靠稀缺性定价来应对其影响的副作用正愈发突出■★■。特别是，稀缺性定价引发的价格飙升会愈发频繁，虽然会鼓励灵活的市场参与者调配资源进行市场套利，但问题是，这是否会在预测不确定性较高和备用不足的时期增加备用供给？也就是说，随着新能源渗透率的不断提高★■★◆★★，将会出现许多预测不确定性显著的时期。包括储能提供商在内的市场参与者会如何调配资源以应对预期的负荷变化，以及如何在预测存在不确定性的情况下维持备用容量，这也是悬而未决的问题。

　　如前所述■◆◆■◆◆，伴随新能源持续发展，系统运行面临的不确定性持续提升，但是备用容量的确定性和稳定性却难以保证★◆★■，因此，相应的机制设计应从提升运行备用定价的经济效率入手★★◆◆■，着力提升运行备用在回收容量成本和传递投资价值方面的作用。因此，本文提出旨在适应系统运行新特点、以保障运行备用充足性为侧重点、基于安全价值的新容量保障机制。

　　第三，选择新能源高渗透率地区（如山东、宁夏）开展 “备用容量义务” 机制试点★◆◆★★，允许煤电、储能通过承担备用责任获得稳定收入◆◆，降低对现货市场的依赖■◆◆■◆★。结合电能量市场、辅助服务市场与容量保障机制，通过价格信号引导资源优化配置，平衡短期运行安全与长期投资效率，为全国推广积累经验。

　　因此，需要确定一种相对稳定的额外备用容量来源，作为既有备用容量配置机制的补充■★■■◆。这种确定性备用容量与特定主体（煤电机组、储能、需求侧资源等各类具有调节能力的资源），必须确定在相应服务时段内的备用容量可用性★■■◆，并响应调度指令实时补充到备用容量缺口，否则将面临惩罚（即便备用容量充裕）。我们将这种确定性的备用容量称为“备用容量义务★◆★◆■★”。

　　但是这一原则也存在一些问题。第一◆■★，行为与结果间的因果推断可能缺乏稳健依据。比如，当新能源波动导致系统需要快速爬坡时，调用煤机产生辅助服务费用，那么新能源就需承担相应的成本分摊。但这种因果关系并不真实，因为新能源的波动是其固有特性◆■■◆，当电力系统消纳新能源时，实际上也是要接受这一特性前提◆■★◆，而不宜采取■★◆“双标”。既要新能源出力，又要新能源为其自身无法控制的波动性买单■◆■，这并不合理。

　　也就是说，在服务期内，这种合同义务限制了相应容量参与现货市场交易和自主参与辅助服务市场的机会◆■，但是会获得（一段时期内）稳定的收入保障。不过，当相应容量补充备用缺口后获得激活调用，那么仍可以获得相应的使用成本补偿。

　　第二◆★■■，高系统成本加剧电力市场的结构性失衡。新能源的间歇性和波动性需额外系统成本支撑，包括：（1）灵活性调节成本，为应对新能源出力波动，需配置储能■■◆◆■■、燃气调峰机组等灵活性资源，研究表明，当新能源电量占比超过10%后，每提升5个百分点★★◆★，我国的消纳成本将增加0.088元/千瓦时（国家电网有限公司，2024）；（2）容量充裕性成本★■■★★，新能源的“低容量可信度◆★★★◆”（光伏晚间出力趋近于零）需保留大量传统机组作为保障，但其利用小时持续下降，导致单位固定成本分摊上升★★■。

　　伴随着新型能源的快速发展，备用运行方式也在发生变化。传统上，备用主要由可控性电源★◆◆◆，如火电（煤电★■◆、气电）提供◆★■★■，但在新能源持续快速发展的背景下，新型储能等资源将因快速响应特性而逐步在备用市场中发挥重要作用。不过，储能在调用后，将因储能消耗而退出备用序列★★◆★，而不像火电可以恢复备用状态。如何确保备用资源的充足性是一个重要问题。

　　当然，最大的问题在于，现有种种容量机制均难以提供有效的调节容量资源结构。首先，资源投资结构的容量出现错配◆■◆★。比如，容量市场通常以固定容量支付作为基础，这种机制更有利于资本密集型但调节能力不足的基荷电源（如煤电、核电）获得长期收益，而对灵活性资源（如燃气轮机、储能）的激励不足。其次，难以反映动态供需特征。比如◆★★■，容量市场多采用年度或多年拍卖★■◆■，难以匹配电力系统的日内与季节性波动需求。也就是说，长期的容量充裕性与短期灵活性难以实现有效的衔接。像美国PJM市场在冬季寒潮期间，容量资源虽总量充足◆★，但调节型机组占比不足，导致极端天气下仍然缺电★■★■。这说明仅保证装机容量，而忽视爬坡率■◆、调频速度等动态特性◆◆★★，难以满足实际运行需求。最后，新能源并网背景下的适应性不足。风光发电的间歇性要求系统具备更高的爬坡灵活性，但传统容量市场未区分不同类型机组的调节能力■★。比如德国的战略备用机制仅依赖燃煤机组作为容量资源，无法满足可再生能源波动性带来的秒级调频需求■■◆，需叠加短期容量产品（如小时级备用）以优化结构■■★◆。

　　系统运营机构在实施这一机制时的作用是组织集中式拍卖，以形成一段时期内的备用容量义务序列。在这种拍卖中，系统运营机构不需要确定目标采购容量，但实际上可根据长期可靠性标准而确定短期的容量采购目标，并根据安全溢价购买额外备用容量提供的★■■◆“保险”服务■◆■。

　　第二，备用容量的公共品属性与市场失灵（Stoft，2002）◆★◆。在新能源高比例接入的电力系统中◆◆，备用容量具有典型的公共品属性，即非排他性（所有用户均受益）和非竞争性（单个用户使用不影响其他用户的可靠性）■■。但这种特性也导致市场难以自发提供最优备用容量，造成市场失灵（Joskow and Tirole■■★◆，2007）。一是经济激励不足。由于备用容量无法直接交易◆■◆■★，仅作为系统安全保障存在，发电企业缺乏主动投资备用资源的动力。例如，美国德州2021年大停电事件中，由于市场未能提供和激励足够的备用资源运行，从而成为灾难性断电的一个重要原因■◆。二是免费搭车问题。电力用户享受备用容量带来的稳定性■★★，但现行电费机制通常不按可靠性付费，导致成本分摊失衡。欧盟研究显示，风光渗透率超过30%后，备用容量的动态需求未被合理反映在电价中（ENTSO-E■★■◆◆■， 2022b）。三是市场调节滞后★◆◆◆★◆。中国辅助服务市场试点表明，容量补偿机制仍依赖行政指令◆◆★◆■，如山东2023年备用容量的市场成交占比不足5%，影响长期投资效率◆◆■◆。

　　备用容量保障的基本经济原理在于备用是针对系统波动及突发事件的一种保险形式，因此需要适当的估值■◆★◆★，但这种估值是单纯依靠市场所无法发现的。这种保险观点将备用能力视为一种风险管理工具★◆■★，有助于避免供需失衡的高昂经济成本。一些研究采用了随机和成本分配模型来证明设计明确考虑备用稀缺和运营风险的市场的经济利益，并证明了备用调用时市场参与者承担的机会成本会影响备用定价（Gazafroudi et al., 2017）。但这还不够★★■◆，我们需要考虑如何保持备用容量充裕性的定价机制★■★■◆★。总之★■★■◆◆，改善市场信号和备用供应的经济激励可以使整个电力部门的风险管理更加有效◆■★◆★。

　　国内外对容量机制的直接研究和探索众多，但均难以充分适应新能源快速发展的需求■■。比如容量市场，虽然能提供长期容量充裕度的投资信号但规则复杂；ERCOT的稀缺定价机制则会造成价格剧烈波动★◆■，且须依赖成熟的需求响应；而欧洲一些国家的战略备用则依赖政府主导■★★★◆，会抑制市场活力。

　　第三，这一原则的合理实施会面临困难。这一原则努力在行为和成本之间建立一种明确联系，但实际上★◆◆，电力系统运行的不确定性是多种因素导致的，很难清晰界定每个主体产生的对运行备用需求的贡献■■◆，因此，将不可避免地产生“搭便车■■◆★◆◆”问题。同时■★★，这一原则实际更适用于直接影响，而间接影响则难以量化。一些主体的行为可能对运行备用需求产生间接影响，而且影响程度和范围难以精确量化，比如某个地区的产业政策调整■★，可能导致该地区电力用户用电模式的改变，进而影响系统的备用需求。

　　既有的备用市场设计可能带来新的成本回收和投资激励难题。当新能源占比达到较高水平时，新能源对电价的影响有两方面：一方面是所谓的蚕食效应◆◆■，即现货市场电价会出现走低趋势；另一方面，新能源的间歇性和波动性会加剧现货市场的波动性。

　　正是从这个意义上★◆◆■■◆，本文才将容量划分为功率平衡容量和备用容量■★，并以“备用”作为分析的起点，来说明在新能源占比逐步提高的新型电力系统中◆■◆◆★★，备用容量机制如何发挥容量成本回收和投资激励信号的作用。

　　不过，基于ORDC的改革逻辑是强化短期容量的稀缺性价值发现■★■■■，增加相对高电价的出现频次，而并非真正地体现备用容量的保险功能或安全价值■■★★■；而且这一机制要与现货市场的设计紧密结合，比如相对较高的限价等。换句话说★★◆■◆■，ORDC关注的仍然是功能平衡容量的配置，只有当调用时，才能获得更高的回报◆★◆★■。然而，对于仍在提供公共品服务的备用容量■★■，其激励仍然是不足的。因此■◆◆★，ORDC是必要的，但并非是充分的。

　　很多成熟市场解决该问题的策略是构建容量市场或稀缺定价机制，如美国、英国通过容量拍卖机制支付备用机组的固定费用，确保资源充足性，并探索动态的可靠性定价机制■◆★◆★■，使容量价值得到合理补偿◆◆◆■■◆。但其面临的一个挑战是，如何将系统短期运行的资源需求与长期的成本回收和投资激励更加紧密地结合。

　　容量的价值既体现为实现系统实时平衡的稀缺价值，也体现为确保系统能够持续实现平衡的安全价值◆◆。电力系统的持续安全稳定运行是由容量的两类功能共同实现的■◆■★◆。目前，电力市场的核心逻辑是还原电力的商品属性★◆★。如前所述，这种逻辑基于电力的■◆“私有品★◆■★”属性而定义，容量资源的稀缺性来决定电力价值。但同时■◆◆，电力的特殊技术经济特性又决定了系统的安全稳定运行是实现稀缺价值发现的前提◆★★■，因此容量中必然存在一部分“公共品■◆■◆■★”属性。因此■◆■★，单纯依靠稀缺性来发现电力的全部价值★■◆★，显然是不够的■◆■。正如Joskow 和 Tirole （2007）所指出的，系统崩溃的风险使得运行备用成为一种“公共品”◆■，因此◆★◆■，备用投资难以由市场自发地达到有效安全的水平，负荷必须为备用承担相应的成本。但是目前所有的市场设计并非针对这一◆★“公共品”属性提供定价机制◆★■◆。

　　历史上，电力市场在纵向一体化的公用事业框架内运作，其中备用提供是一项没有明确报酬的隐性服务■◆■■，目前国内仍存在的基本辅助服务也属于这种类型。随后的市场重组促使运行备用的组织和补偿方式发生了明显变化。早期研究指出，建立竞争性市场的监管中断造成了效率低下■■，这需要后来的制度和市场改革。随着市场化改革的推进，人们越来越意识到备用市场需要不同于单纯电能量市场的市场机制，从而迫使研究人员分析市场架构的改革（Joskow■★■■■★, 2006◆■◆■◆■; Niu et al■◆★◆★.◆■◆★◆, 2024）。这些改革随后影响了基于双边合同和电力库的市场结构★■★，反映了从历史实践向更加市场化的方法的转变。在这种情况下，运行备用的补偿机制从隐性化逐渐过渡到显性化（Joskow and Tirole◆■■★★, 2005; Oren, 2005）。

　　为了提升电价的信号功能，一些国外市场对运行备用市场的补偿和激励结构进行调整，并制定创新性的备用定价机制■★◆，以确保灵活的备用能力得到充分补偿和有效利用。在这方面，运行备用需求曲线（ORDC）的引入为根据边际成本和系统价值补偿备用提供了一个动态框架（Hogan, 2007）★★◆。这一框架不仅激励发电商如实提供他们的备用容量，也促进了更经济合理的备用分配◆★★。当然，合理的补偿机制对于现代电力系统保持足够的灵活性至关重要，尤其是在间歇性资源的高渗透率下■◆◆■。

　　本文所提出的容量保障机制◆◆■，在某种程度上可以视为在纯电能量市场与容量机制之间探索一种新机制的尝试★◆◆★。一方面★■，它将直接针对纯电能量市场稀缺定价的缺陷；另一方面★★★◆，它将弥补既有容量机制的不足■◆■。在介绍具体机制之前，我们不妨先解释一下找回这一消失的安全价值所造成的成本传导与分摊问题。

　　从经济学视角看◆◆◆★，有功容量原则上可以划分为功率平衡容量和备用容量两类。从系统运行特点而言，系统运行的核心目标是维持频率在不同负荷水平上的持续稳定，这正好对应于经济学意义上的动态供求平衡。这种对应关系使得频率稳定成为供求平衡的直接反映：当供不应求时，频率下降；当供过于求时，频率上升。频率稳定是系统安全的最基本要求，否则可能出现系统崩溃。

　　备用市场改革已成为现代电力系统的关键推动力■★★◆■，备用采购和补偿机制的转变强调了整合技术和经济视角的必要性★◆■◆■★。学术界和政策界越来越认识到，运行备用不仅可以保证应急条件下的可靠性★★★◆■，而且是发出容量充足性投资决策信号的重要工具（Arroyo and Galiana■◆, 2005）。比如，改革过程刺激了创新市场出清程序的发展，这反过来又需要对多种市场设计进行深入分析◆◆★★；越来越多的研究主张，监管干预和市场重新设计可以协调系统可靠性与经济效率（Yong et al.★■◆◆★, 2006; Papavasiliou and Smeers, 2017）。