0 引言

确保发电容量的充裕度是电力系统安全运行的重要前提，也是新一轮电力体制改革背景下中国电力市场将长期面对的重要课题。容量市场建设是欧美国家解决发电容量充裕度问题的一种解决思路，现有成果大多从提前3～4 a开市的基本容量竞拍角度阐述容量需求曲线的生成和市场参与者的递阶报价曲线[1,2]。其一，在保证3～4 a以后的现货市场运行关键节点下，基本容量竞拍获取的容量是否存在偏差？尤其是中国现处于经济快速发展阶段，负荷侧需求变化较快，往往无法精准预测未来几a的负荷峰值。其二，中国电网系统建设时间较短，电网结构相较于发达国家成熟电网来说变化快，在此期间如果电网网架结构变化影响了基本容量竞拍出清结果的有效传输如何考虑？其三，中国发电侧资源主要集中在中西部，负荷侧需求主要集中在东部沿海，在统一市场、两级运作模式下，输电线路将东部负荷中心区域和西部发电中心区域联系起来，其相互之间的容量支撑关系如何通过有效的全国容量市场合理规则进行界定？上述都是亟需解决的问题。

为了应对基本拍卖结束至交付年之间交付区域和机组已知发生的容量变化，美国PJM（Pennsylvania-New Jersey-Maryland）采用多重增量拍卖（incremental auctions, IA）的方式，寻求购买缺额容量，灵活调整容量资源，更好地保障系统的充裕度[3]。类似地，ISO-NE（independent transmission system operator-New England，新英格兰独立系统运营商）采用年度重新配置拍卖（annual reconfiguration auction, ARA）和月度重新配置拍卖（monthly reconfiguration auction,MRA），而英国则采用二级交易（secondary trading,T-1），用于进行容量调整[4,5]，考虑到可再生能源及需求侧响应的间接性及不确定性，其很难参与提前3～4 a的基本竞拍，更适用于参加增量拍卖[6]。文献[7]提出一种将需求侧资源纳入容量市场增量拍卖的出清模型，并研究其对市场出清与价格的影响。文献[8]详细研究了一种应用于增量拍卖的考虑传输线路升级下的容量市场出清模型，进而提出一种考虑需求侧响应替代传输线路升级的容量市场出清模型。文献[6]提出了一种基于资源排放特性的容量出清模型，并根据容量资源的排放特性进行容量付费。然而，目前国内IA的容量需求曲线研究仅停留在“由简单的垂线段和水平线段组成”，而未深入考虑其设计逻辑，此外IA市场的设计及IA的出清和结算等相关方面的研究也未开展。

类似于能量市场的阻塞，容量市场中也存在电网传输容量受限的情况，容量低价区的发电商拿到的容量出清价格（capacity price，CP）可能远低于容量高价区负荷供应商支付的容量价格，这部分容量需要通过2个区域的联络线将低价区的发电容量传输到高价区。因此，如何分配拍卖后受限位置交付区域（constrained locational deliverability areas，受限LDA）存在的容量阻塞盈余也是未来容量市场研究的热点方向。文献[9-10]分析了PJM、MISO（midwest independent transmission system operator）等独立系统运营商通过容量转移权（capacity transfer right，CTR）将容量阻塞盈余分配给负荷服务实体（load serving entity，LSE）以帮助其对抗容量阻塞时的位置价格风险。中国对能量市场中的金融输电权（financial transmission right，FTR）有深刻研究，文献[11-13]分别对FTR在分配策略、收入充裕度以及市场力等方面进行深入研究。但是，尚未有针对容量市场中阻塞盈余的分配策略研究，增量容量转移权（incremental capacity transfer right，ICTR）、CTR和FTR对比分析研究，及针对中国网架结构变化较大情况下如何考虑区域之间容量互济问题的研究。

由此看来，深入研究讨论国外的市场经验有助于高效稳定地建立中国容量市场机制。本文首先研究了容量市场增量拍卖的市场设计及容量需求曲线设计逻辑，并考虑不同曲线的适应性；然后，参照FTR，分析CTR与ICTR的适用场景、价值及分配方法，通过算例探讨了结合增量拍卖后结算时受限LDA中的CTR的有效性，最后结合中国电力系统特色提出对于未来容量市场建设的建议。

1 增量拍卖市场设计

各容量拍卖市场的出清模型和定价方法，大都是以容量成本最小为目标，建立考虑联络线路约束及分区容量需求平衡约束下的优化出清模型，并以各分区容量平衡约束对应的拉格朗日乘子作为边际出清价格[14]。文献[9]分析了容量市场可靠性定价模型的架构、市场实施及未来展望。文献[15]提出一种动态评估不同容量需求曲线下出清结果的模型，并分析系统可靠性与发电商利润。但是考虑到各容量拍卖市场职能不同，市场设计及容量需求曲线设计各有侧重[1,2]。假定原有的基本容量竞拍的结果因负荷预测偏差或中标机组无法按期提供容量，系统中容量资源与可靠性需求存在一定偏差量，则需组织增量拍卖以填补容量偏差量，保障系统供电充裕度。

ISO根据最新系统运营情况在增量拍卖开始前30 d确定容量偏差量并公布每个分区增量拍卖的容量需求曲线[16]。本章以PJM增量拍卖为例，研究国外典型增量拍卖的容量需求曲线的设计、容量偏差量的确定以及增量拍卖的次数设置。

1.1 增量拍卖容量需求曲线制定

1.1.1 增量拍卖容量需求曲线的设计逻辑

IA的容量需求曲线设计不仅要适应拍卖市场设计的目的，还要考虑拍卖市场的结构与拍卖市场之间的衔接。

首先，IA的容量需求曲线应考虑IA的设计目的。IA作为固定组织的拍卖市场，以满足潜在动态变化的容量需求为目标[16]。因此， PJM中IA的容量需求曲线（又称变动可靠性需求曲线，variable reliability requirement，VRR）需考虑价格弹性需求，保留VRR曲线中向下倾斜的部分。相比之下，图1中同为补充市场的附加条件拍卖只在紧急情况下组织，以保障区域供电可靠性为目标，因此，不考虑价格需求弹性，简单地采用垂直线段和水平线段组成容量需求曲线。

图1 PJM容量市场整体架构
Fig. 1 Overall framework of the PJM capacity market

其次，IA中容量需求曲线的设计需充分考虑容量市场的结构与拍卖市场的衔接。增量拍卖作为基本竞拍（base residual auction，BRA）的补充，其容量需求曲线在设计逻辑上是BRA的容量需求曲线的延伸，使得前者更好地衔接后者。因此，BRA以VRR曲线作为容量需求曲线，IA则截取部分更新的VRR曲线作为容量需求曲线，以保障最终的拍卖出清容量在数量上贴合可靠性需求，在价格上衔接BRA。

1.1.2 增量拍卖容量需求曲线的制定

以系统中存在容量缺额为例，说明图1中IA的容量需求曲线绘制过程。假定由于BRA竞拍机组无法按期提供容量，系统中的容量资源不足以满足交付年更新后的可靠性需求。以当前系统中的容量资源为y轴，截取更新的VRR曲线中i1到i2的部分作为IA的容量需求曲线。其中，i1表示目前处于签订状态的容量数量所在垂线与VRR曲线的交点，i2表示更新的可靠性需求所在垂线与VRR曲线的交点。

IA的容量需求曲线与更新的VRR曲线的形状部分一致，如图1中标注所示：容量需求曲线与y轴的交点数值上会根据实际交易情况发生变化，但其上限为VRR曲线的价格帽；曲线与x轴的交点数值上等于PJM公布的想要购买的容量数量，即式 （1）所示缺额容量Qbs[3]。

1.2 增量拍卖中容量偏差量的确定

以缺额容量为例，其建模应最大限度贴合实际容量偏差量。缺额容量的表达式如式（1）所示：

式中：ΔQrr表示可靠性需求变化，指在2次拍卖之间，由于区域的经济发展等其他因素引起区域可靠性需求增加（或降低），该变化量需在IA中相应购入（或释放），对应图1中的变化③。特别地，如果2次拍卖之间的可靠性需求变化过小（小于上次可靠性需求的1%时），则忽略该变化量[16]。Qnc表示系统运营商想在先前拍卖中购买但是没有出清的容量数量，对应图1中的变化②。Qnv表示先前签订合同但是机组不能如期履行的容量数量，对应图1中的变化①。Qc表示系统运营商平台计划在附加条件拍卖中购买的容量数量[16]。

1.3 增量拍卖组织次数与频率设置

增量拍卖的次数与频率设置应与容量资源性质、负荷侧可靠性需求性质相契合。同时，还需要考虑IA次数设置对可用容量资源确定性的影响。

未来发展中考虑引入低碳能源，应设置多次IA使得容量资源调配灵活，适应低碳能源的间歇性[4]。如ISO-NE允许间歇式发电资源参与容量市场，其在交付年开始前2个月起组织12次MRA以灵活地针对某个月份调整系统容量[17]。

对于负荷侧峰值仍存在较大波动的发展中区域，也应设置多次IA，并根据负荷波动考虑IA的频率，使得其可靠性需求得以满足。如NY-ISO（New Yorkindependent transmission system operator）为适应其夏冬季变化较大的负荷需求，其每年组织2次容量期间拍卖（capacity period auction，CPA）[18]。

但是，IA次数过多也有诸多弊端。除了会导致市场部分重复、运行成本高[4]等，还需要考虑容量资源提供商往往倾向于在IA中提供替代资源，获得更大利润，而频繁IA会减少其在BRA中提交具有合理可靠的资源报价的动机[19]，这与容量市场提前锁定容量资源、保障系统可靠性的建设原则相悖。

1.4 不同ISO增量拍卖设计对比

如表1所示，一览美英各大系统运营商增量拍卖市场的设计，其增量拍卖在组织频次设置及容量需求曲线设计上会适当调整。

表1 不同ISO下增量拍卖设置、目的及其容量需求曲线
Table 1 Incremental auction frequency, purpose and capacity demand curve under different ISO

ISO增量拍卖目的增量拍卖市场结构增量拍卖容量需求曲线设计PJM满足已知的容量需求变化IA：分别于交付年前20、10、3个月组织IA的容量需求曲线基于截取更新的部分VRR曲线ISO可获得额外容量或释放过剩容量，以应对容量需求的变化年度重新配置拍卖（ARA）：组织3次ISO-NE ARA的容量需求曲线绘制方法与远期容量拍卖FCAs（forward capacity auctions）一致[5]月度重新配置拍卖（MRA）：组织12次MRA由ISO指定报价上限[5]英国供应商可以交换部分或全部交付年的义务合同以规避处罚[20]二级拍卖市场（T-1）：提前于交付年1 a的拍卖T-1不适用容量需求曲线[20]

在增量拍卖市场组织频次设置上，英国次数最少，仅仅进行1次二级拍卖市场（T-2），ISO-NE组织15次重新配置容量拍卖，而美国PJM设置3次增量拍卖市场。这与系统运营商所在区域的资源结构、负荷特性及区域可靠性要求等因素相关。

在增量拍卖容量需求曲线设计上，英国不使用容量需求曲线，PJM截取部分更新的VRR曲线作为IA的容量需求曲线，ISO-NE在其ARA中使用更新的MRI（marginal reliability impact sloped demand curve）作为容量需求曲线，而在其MRA中简单采用垂直线段和水平线段组成的曲线作为容量需求曲线。这与增量拍卖设置的目的、频次以及市场结构密不可分。

2 受限LDA中CTR的应用

2.1 CTR的设计框架

2.1.1 CTR的应用场景、价值及分配

考虑第1章中各容量拍卖市场出清情况和分区之间联络线路进口容量的能力，分区可以进一步被区分为受限LDA和不受限LDA[16]。一般来说，受限LDA容量出清价格偏高。

以图2为例，当容量出清价格较高的受限LDA通过联络线路从容量出清价格较低的不受限LDA进口容量，在结算时将产生容量阻塞盈余：

图2 相邻区域容量互济联合出清示意图
Fig. 2 Schematic diagram of capacitiy joint clearing in adjacent areas

式中：λi、λj分别表示区域i和区域j的边际出清价格；表示区域i、j之间联络线路容量传输上限。考虑到PJM是非营利组织，针对受限LDA中的负荷服务商在联络线路阻塞时可能承担较高的容量价格，容量结算时产生容量阻塞盈余的分配等问题，参照能量市场中的FTR，提出了容量市场CTR。

CTR是一种新的金融产权，适用于基于位置定价的容量市场，如PJM、ISO-NE等[4]。PJM跟据当年拍卖结果确定进口到该LDA的自然容量，减去作为ICTR的容量部分后，剩余的容量部分根据各LSE每日自然容量义务占比按比例作为CTR进行分配[16,21]。结合图2，区域j的LSE1所分的CTR数量为

式中：UCAPLSE1表示LSE1自然容量义务；UCAPj表示区域 j的自然容量义务。

与FTR价值对应于节点价格中阻塞分量的差值类似，CTR的价值与两区域的位置价格分量（locational price adder，LPA）差值一致[16]。

2.1.2 ICTR应用场景、价值及分配

假定基本竞拍后电网网架发生变化，与受限LDA进口容量相关的传输线路容量扩大，投资主体分配得到ICTR[16]。

投资主体获得的ICTR的数量QICTR等于其对传输线路容量升级的数量Qe[21]，而其价值与CTR的价值一致[16]。CTR及ICTR的获得方式如图3所示。

图3 CTR及ICTR的获得方式
Fig. 3 Allocation of CTR and ICTR

2.1.3 容量阻塞盈余分配

容量阻塞盈余的分配策略如下。①BRA和所有IA结束后，将容量阻塞盈余分配给ICTR的持有者[21]。ICTR的持有者一般是传输线路的投资主体。投资主体升级传输线路，使得受限LDA在相应增量拍卖中从外部获得更多低成本的发电资源[21]，有效缓解区域容量紧张，对区域的发展做出贡献，理应从容量阻塞盈余中获得收益 （式 （4））。②剩余阻塞盈余被分配给持有CTR的LSE。各LSE为区域提供供电服务，保障区域发展，也应从容量阻塞盈余中获利 （式 （3））。

这种容量阻塞盈余的分配策略不仅保障了负荷服务商的利益，还能兼顾输电线路投资主体的利益；短期内可以激励投资主体增强区域间线路，长远看来，可以帮助LSE更大限度地规避阻塞容量价格波动的风险，缓解区域容量资源紧张的问题。

2.1.4 CTR/ICTR持有者目标分配

所有IA结束后，CTR持有者在结算时会获得抵免金额，具体计算方式为

所有IA结束后，ICTR持有者在结算时会获得抵免金额，计算方式为

2.2 CTR与FTR的对比分析

容量转移权可以广义地理解为“容量市场的金融转移权”[22]。阻塞盈余在容量市场与能量市场中概念类似，因此用于分配阻塞盈余同时能够帮助市场成员规避价格风险的金融衍生品（即CTR与FTR）在设计理念上是一致的，具体为：①帮助LSE对冲阻塞时容量价格位置风险；②公平合理分配容量阻塞盈余[10]。

同样与FTR相似的是，这种基于LDA进口自然容量的CTR分配方式，会受到传输线路限值的约束。可能会在传输线路限值变化（如在线路停运检修时变小等）时，出现与BRA或IA结束后的区域进口自然容量不同的情况，导致容量阻塞盈余与持有者收益不同，产生相关不平衡资金。

CTR与FTR最本质的区别在于其分别适用于容量市场与能量市场。容量市场在中长期时间跨度上保障区域供电，由于其签订时间较早，在基本竞拍中获得的容量与交付年之间可能存在偏差，需要通过IA进行多次修正。在拍卖后，各分区的容量价格、容量价格中的LPA、区域间的容量阻塞应随之调整，相应地，CTR的价值也会调整[3]；而FTR的价值，即节点价差在现货市场直接确定。此外，CTR在机制上不如FTR成熟，这与容量市场作为能量市场的补充回收成本机制有关[1]。成熟度较低的CTR相比FTR在运营及资金流方面更简单，面临的结算风险更小，但是其参与主体十分有限，在流通程度上也不高。未来，CTR也将借鉴FTR的运营经验，考虑容量市场特点，结合本地历史政策与发展现状逐步完善。FTR和CTR在运营特点、覆盖对象、资金流、目标分配、结算及结算风险上的特点如表2所示。

表2 FTR和CTR在机制上的区别
Table 2 Differences between FTR and CTR

FTRCTR运营特点运营复杂，包括年度ARR（auction revenue right）分配，长期、年度、月度FTR拍卖及二级市场等流程；但流通性好运营简单，直接便利，CTR每日根据自然容量义务按比例分配给LSE；但流通性不足

续表

FTRCTR能够基本保障点对点输电下受电端的利益，使其免于承担过高的容量价格资金流资金流复杂，涉及拍卖收益与阻塞收益的结算与分配覆盖对象能够更大限度满足各市场主体规避阻塞风险的需求资金流简单，只考虑容量阻塞盈余的分配目标分配FTR持有者获得的收益=持有数量（单位：MW）×源汇节点价差CTR持有者获得的收益=持有数量×区域LPA之差结算除了期权型FTR能保证其持有者获得非负收入，义务性FTR可能导致负收益CTR一直提供正收益结算风险系统运营商可能面临收入充裕度不足的风险面临充裕度不足风险较小

3 计及CTR的最终净容量结算价格

3.1 最终区域容量价格

如第2.2节所述，区域容量价格、LPA及相关的容量阻塞盈余会随着一次次的IA进行相应调整[3]，结合图2的市场拍卖时序绘制区域容量价格调整方式，如图4所示。在最后一次IA结束后，会公布用于向负荷侧进行可靠性收费的最终区域容量价格以及确定CTR价值的LPA。

图4 区域容量价格调整以及最终区域净容量价格
Fig. 4 Adjustment of zonal capacity price and the final zonal net capacity price

3.2 最终区域净容量价格

如第2.1.4节所述CTR抵免金额最终平摊到自然容量义务中，容量费用抵免最终反映在用户侧所支付的容量价格上[16]，即最终CTR抵免费率。区域j中持有CTR的LSE支付的最终净容量价格Pfnc, j为

式中：Pfnc, j是第3.1节中区域j的最终容量价格；Rfc表示最终CTR抵免费率，以图2为例，考虑输电线路正常，进口容量等于线路最大传输限值下的计算方法如式（7）所示。

4 算例分析

结合图5跨省跨区算例说明增量拍卖与CTR机制。

图5 相邻两省系统示意图
Fig. 5 Schematic diagram of adjacent two provinces system

设置相邻两省机组分布、负荷需求以及联络线路等基本情况如图5所示。系统运营商只计划在16个月后进行一次IA。

4.1 BRA优化出清结果

基本竞拍时，相邻两省汇总机组递阶报价曲线，市场运营者绘制适用于中国现货市场发展现状的容量需求曲线，如图6所示[23]，并在适用于中国现货市场的基本拍卖出清模型下优化求解[14]。其中，价格帽设置为100元/MW，而200、400、600 MW与400、600、800 MW分别是两省份关键容量需求。

图6 跨省基本拍卖机组递阶报价曲线及容量需求曲线
Fig. 6 Unit hierarchy quotation curve and capacity demand curve for BRA in both provinces

基本竞拍出清结果如表3所示，表中结算表示ISO支付给机组的容量费用；收费是指从LSE收取的容量费用。结果显示，省份B为不受限LDA，其基本区域容量价格只包含系统容量边际出清价值（65元/MW）。省份A为受限LDA，考虑LPA（20元/MW）的基本区域容量价格为85元/MW。

表3 基本拍卖出清结果
Table 3 Results of the basic action

区域编号机组中标情况/MW容量出清价格/(元·MW-1)出清容量/MW结算/万元收费/万元省份A机组A200机组B200机组C50 855503.8254.675省份B机组D500 65437.53.493 752.843 75机组E37.5机组F0总额7.318 757.518 75省份A与省份B之间联络线L1的潮流/MW-100

省份A除了本地机组中标的450 MW，还有从省份B进口的100 MW，可用容量共为550 MW，低于可靠性需求；且容量价格较高，说明该省容量资源较为紧张。省份B本地机组一共中标537.5 MW，考虑到其中100 MW 传输到省份A，总可用容量为437.5 MW，高于可靠性需求；且容量价格较低，说明该省容量资源较为宽裕。联络线潮流中-100 MW表示由省份B传输到省份A共100 MW容量，跨省传输存在阻塞，容量阻塞盈余为：7.518 75-7.318 75 = 0.2万元。此外，省份A基本拍卖后的社会福利剩余为：40×62.5+35×37.5+25×200+20×100+ （10+20）×0.5×100+50×5×0.5=12 437.5元。省份B基本拍卖后的社会福利剩余为：35×200+ （35+15）×200×0.5+37.5×15×0.5=12 281.25元。

4.2 IA优化出清结果

16个月后：①假设省份A的可靠性需求由于负荷骤增由600 MW上升到650 MW，机组E因突发故障无法提供容量，先前签订承诺不能实施，系统运营商根据第1.2节所述增量拍卖容量偏差量模型，计算并组织IA重新购买容量以填补上述的容量偏差量；②如图7所示，系统运营商根据最新运营情况更新VRR曲线，结合第2.1节绘制IA的容量需求曲线；③在适用于中国现货市场的基本竞拍出清模型下，根据调整的增量拍卖容量需求曲线建立增量拍卖出清模型；④结合图6中参与BRA的机组情况，绘制参与IA的机组递阶报价曲线；其中未参与BRA的机组，没有资格参与IA；参与BRA而未中标的机组可以继续参与IA[16]；⑤与此同时，投资主体将跨省传输线路扩容至150 MW。

图7 省份A增量拍卖的容量需求曲线及机组报价曲线
Fig. 7 Unit hierarchy quotation curve and capacity demand curve for IA in both provinces

系统运营商公布IA出清结果如表4所示。结合第3.1节，最后一次IA后，省份B的最终区域容量价格为Pfc,2=65元/MW。省份A的LPA调整为：[20×62.5+（86.67-70）×87.5]/150=18.06元/MW。两省之间的容量阻塞盈余调整为2000 - （20×37.5）+ （86.67-70）×87.5=2 708.625元，省份A考虑LPA的最终容量价格调整为Pfc,1=65+18.06=83.06元/MW。此外，增量拍卖后，根据出清结果省份A社会福利剩余增加：（18.34+16.67）×87.5×0.5=1 531.687 5元。

表4 增量拍卖出清结果
Table 4 Results of the incremental action

区域编号机组中标情况/MW容量出清价格/(元·MW-1)容量/MW结算/元收费/元区域1机组C086.67007 583.625区域2机组F87.57087.561250总额61257 583.625增量拍卖后联络线L1的潮流/MW-150

4.3 CTR设计目标验证

结合式 （7），最终CTR抵免费率为：Rfc= （150-50）×18.06/600=3.01元/MW。结合式 （6），最终净容量价格Pfnc为：83.06-3.01=80.05元/MW；相比Pfc,1=83.06元/MW，持有CTR可以有效帮助其抵御传输受限时的容量价格波动风险。

相比之下：①省份A的发电侧和不持有CTR的用户侧市场主体按最终区域容量价格进行可靠性收费，将承担传输受限时容量价格波动风险；②省份B发电能力足够自给自足，因此省内的LSE不被分配CTR，其他市场主体也不倾向于购买CTR以规避风险；③跨省联络线路相关的投资主体，根据其持有的ICTR从容量阻塞盈余中获得利益：18.06×50=903元。

基本拍卖后的CTR价值为20元/MW，增量拍卖后的CTR价值为18.06元/MW。这是考虑到拍卖出清后，跨省跨区间的容量阻塞变化，相应地，从基本拍卖结束后到交付年结算时CTR的价值也会变化；而FTR在日前市场出清后，其价值即可确定。

5 IA及CTR对中国发展容量市场的启示

“双碳”背景下将有大量可再生能源并入电网；此外，在后疫情时代经济发展尚存在诸多不确定因素，电网高峰负荷无法预知，由此看来，保障系统容量充裕度显得尤为重要。不同充裕度保障机制没有绝对优劣之分，然而考虑到稀缺定价机制不适用于中国电力市场环境，价格增量机制或许更适用[24]；但在未来能够准确预测容量需求的情况下，从保障系统长期安全运行、释放价格指导信号引导发电投资的角度出发，建议考虑容量市场[1]。

5.1 逐步引入多级增量拍卖

鉴于中国近几年各地供需形式发生变化，西北等地外送能力下降，华北、华中、华东等地电力供需持续偏紧，同时，“双碳”目标下各地控碳压力加大。建议在未来考虑容量市场建设时，兼顾价格涨幅，从中国经济发达区域试点容量市场及其增量拍卖建设，并根据需求适当调整增量市场次数与频率，如京津冀地区、长三角地区以及珠三角地区，其用电负荷峰值将持续增长，可以增加年度增量拍卖市场至3次及以上以满足容量市场基本拍卖后到交付年期间区域发展过程中可靠性容量需求的变化。对于其他经济发展较为平缓的地区或者城市，预测其用电负荷峰值较为稳定，变化不明显，从降低操作难度和市场运营成本角度出发，可根据当地发展情况适当减少增量拍卖的次数，如缩减年度增量拍卖次数至1次并减少月度增量拍卖的次数。此外，若部分区域短期内引入大量新能源作为满足容量充裕度的资源或者电源构成方式，如投建大量光伏、风电的青海、新疆等新能源资源禀赋较多的区域或者未来计划大量海上风电装机的江苏等沿海地区，其电源构成方式在基本拍卖与交付年期间发生较大变化（如传统煤电机组大量退坡、电化学/抽蓄等储能大规模建设等）时，也适宜设置3次及以上年度增量拍卖以灵活调配资源，尤其是建议参照2022年7月英国发布的《电力市场调整审查报告》（REMA），其电力市场再设计方案积极协调考虑储能等灵活性资源通过容量市场回收投资的市场化机制[25]。其中，新能源与需求侧响应参与增量拍卖可参照文献[26]评估其可信容量。

5.2 综合考虑增量拍卖需求曲线设计

在容量市场建设初期，考虑到市场主体对自身容量供应能力与容量市场规则理解不到位，可参照英国二级市场设计，允许供应商交换部分或全部合同义务以帮助合同主体规避惩罚，而不设置容量需求曲线。在容量市场发展阶段，将较为分散的容量义务交换集中化，逐步引入增量拍卖容量需求曲线，可采用简单的“垂直线段和水平线段”作为容量需求曲线。在容量市场成熟阶段，需综合考虑增量拍卖次数与频率，在以年度为基础的增量拍卖市场，为实现以长期均衡成本引导容量市场建设，充分考虑价格弹性需求，建议参照PJM增量拍卖市场需求曲线设计，以部分更新的VRR曲线作为增量拍卖需求曲线。若如第5.1节所述，短期内大量引入新能源或需求侧响应参与容量市场，考虑月度容量市场拍卖时，为降低市场运行成本，减少市场部分重复，可不设置容量需求曲线或采用简单的“垂直线段和水平线段”作为容量需求曲线。

除此之外，还需充分考虑中国未来通过容量市场增量拍卖保障系统容量充裕度的趋势。对系统可靠性要求较高的区域或者相应年份，可适当减小增量拍卖容量需求曲线价格弹性，通过调整出清容量价格刺激投资。

5.3 形成明确的容量市场分区投资信号

目前中国电能量交易市场的用户侧采用同一虚拟节点，价格统一[27]，这一现状是由中国国情决定的。然而用户侧统一价格无法体现不同区域电能量的紧缺度，无法引导投资。与此相对，容量市场是一种补充的回收成本的机制，确保电力投资被合理回收、提高投资者的积极性是建设容量市场的应有之义[23]。因此建议中国容量市场应尽量形成分区，为更好衔接现行调度机制，优先以省作为分区的基础单元；并考虑依据区域内容量资源及输电通道的情况，在省内进行进一步分区。以新疆为例，在以新疆为基本单元分区后，考虑到新疆维吾尔自治区内部北疆资源较为丰富，南疆资源较为匮乏，南北疆之间存在输电容量阻塞，可以考虑进一步将新疆分为2个LDA（即“南疆”与“北疆”）。

划分区域后，各区域用节点代替，各节点容量价格不同，以激励发电商在节点容量价格高的地区投资兴建电厂提高收益。以中国为例，对于新疆、内蒙古等容量需求远小于容量资源的区域，其容量出清价格低，发电厂商位于其中获益较小；对于经济高速发展的一线城市或工业基地，其峰值负荷高，用电安全可靠性要求高，而在其本地容量无法满足要求的情况下，且进口容量受到区域传输线路的约束时，会大幅抬高当地容量出清价格，本地发电厂商可以通过容量市场快速回笼投建成本。这会大大刺激发电投资者在后者附近区域投资电厂，这样合理引导投资，保障投资者积极性的同时也有利于维护电力市场长期稳定健康发展。

5.4 制定合理分配容量阻塞盈余的策略

中国幅员辽阔，拥有世界上最大的电网与最高的输送功率。然而，中国的发电基地与用电中心总体呈西发东用的格局，区域之间输电线路错综复杂，这意味着在电能量输送过程中势必面对输电线路阻塞的问题。未来，当中国有条件建设全国统一容量市场机制，并根据第5.3节中的分区依据划分各个分区时，在容量市场出清结算时势必面临容量阻塞盈余分配的问题。此时，可借鉴第2.1.3节中的分配策略，将容量转移权合理分配给本地容量资源不足的区域以满足负荷需求，以及进口容量资源的传输过程中存在阻塞区域的用户侧主体，以补偿该区域用户缴纳过高的容量费用，帮助维持用户侧电价稳定。

以中国新疆、内蒙古等容量资源丰富的区域为例，其容量资源可以完全覆盖其容量需求，且不需要依赖进口容量资源，区域内容量资源出清价格较低且较为稳定，无需对该区域内的用户侧主体分配容量转移权。而对于快速发展的一线城市及新一线城市聚集区，其容量资源的发展落后于容量需求的发展，在依赖进口容量资源的同时又受到输电线路的限制，区域内容量资源出清价格较高且容易受外界影响，波动较大，因此可以针对该区域内的用户侧主体分配容量转移权，以对冲电价波动，抵免部分阻塞导致的费用。然而，在负荷侧未形成容量市场分区、采用统一定价的结算方式下，若通过引入容量转移权分配容量阻塞盈余，更应当将容量转移权分配给发电侧，以补偿其作为签订合同中的交割节点可能承担的经济风险。相似地，也可探索考虑将容量阻塞盈余以增量容量转移权的形式分配给输电线路的投资者（目前主要是电网公司），以补偿其对线路扩容的贡献；剩下的则以容量转移权的形式按发电机组在容量阻塞线路中提供容量的占比分配给各发电厂商。

此外，如果需求侧响应资源参与容量市场增量拍卖，考虑到其与传输线路升级等效[8]，可以参照传输线路投资主体分配ICTR，将等效容量的ICTR分配给需求侧响应资源。

5.5 全面布局统筹协调行政和市场的双股力量

针对中国区域电源规划发展的现状，考虑中国特色，需要扎实走好能源保供促发展的平稳道路，不建议单纯依靠容量市场手段保证电力供需的充裕度。应全面布局、统筹协调行政和市场这两股力量。

中国省级政府通过五年规划来平衡发用电，在电力规划改革中，中国意在建立更科学透明有效的容量资源充足性规划流程。这意味着中国往往规划未来五年的发用电计划，且这一计划应该透明并公布，以保障容量资源充足性规划中每个利益相关者的参与。这有助于建立市场信心，避免由于突发事件或者地处偏远地区因容量资源短缺导致的不必要的价格哄抬。

在建立更科学透明有效的容量资源充足性规划流程中，应充分发挥行政方面的力量。对于需要考虑分区的联络线路输电方面的限制，最好由电网公司牵头开展研究，由国家能源局和地方能源监管机构宏观指导并监督实施；对于需要考虑参与多级容量拍卖的发电投资决策，最好由政府牵头进行，由国有发电集团提供技术支撑，以保障容量资源的充裕性。随着中国电力市场的成熟与运行经验的积累，电网公司和政府可以逐步放手，将保障容量资源充裕度的要求分配给供电公司、售电公司等负荷服务实体。

6 结论

合理的容量市场拍卖设计以及全国容量市场规定界定对于保障今后中国建立容量市场的充裕度尤为重要。本文首先讨论了IA容量需求曲线的设计逻辑与市场设计。其次，探讨了CTR与FTR的异同，并研究其分配容量阻塞盈余的策略，分析表明CTR可以有效抵抗容量位置价格波动带来的经济风险。最后结合中国国情在引入多级增量拍卖、形成分区投资信号、制定阻塞盈余分配策略、统筹行政和市场两股力量等方面给出了相关建议。后续可以考虑研究可靠性需求变化对增量拍卖与容量转移权分配的影响。本文研究成果对于中国新型电力系统中保证电源侧供给和用户侧需求的匹配度并维持一定的充裕度水平具有借鉴意义。