数字储能网讯：电力市场体系建设正处在多重目标交织的复杂阶段。一方面，新能源快速发展重塑系统运行逻辑；另一方面，保障电力供应安全的底层约束并未削弱。在市场机制与规划工具并存、系统成本与投资激励博弈、短期灵活性与长期系统充裕性相互牵制的背景下，容量机制再次成为各国电力市场改革绕不开的议题。

近期，德国国际合作机构、南方电网能源发展研究院、德国能源署（DENA）和德国博众能源转型论坛（Agora Energiewende）共同举办中德电力系统容量充裕度研讨会。会上，来自政府部门、电网企业及能源智库的专家围绕容量保障机制的现实挑战与未来发展方向展开深入讨论。

与早期是否引入容量机制的原则性争论不同，此次交流更聚焦于一个现实问题，在高比例新能源电力系统中，容量机制究竟应当如何设计，才能在不扭曲市场规律的前提下，支撑系统安全与低碳转型。

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中国视角：从容量电价出发，回应系统转型现实

南方电网能源发展研究院能源战略与政策研究所所长张轩在发言中表示，中国当前探讨容量机制，并非抽象的制度移植，而是源于新型电力系统建设过程中日益凸显的现实需求。自2015年新一轮电改启动以来，随着新能源装机规模快速扩张，其出力不稳定、时空分布不均衡等特性，为电力系统运行带来持续挑战。在能源结构深度调整背景下，保障系统容量充裕、维护供应安全可靠，成为容量机制讨论的现实起点。

从数据看，截至2024年底，全国发电装机容量已达33.5亿千瓦，其中新能源装机规模约14亿千瓦，占比持续抬升。2019年发布的《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》（发改价格规〔2019〕1658号文）将标杆上网电价改为“基准价+上下浮动”机制，为后续容量电价机制探索奠定基础。2023年，煤电容量电价政策在中央统筹、地方落实的框架下正式落地，标志着我国容量电价机制进入制度化阶段。张轩认为，在新能源加速并网的过程中，煤电功能正在发生转变，其价值不再主要体现在电量供给，而是向“基础保障＋系统调节”并重的角色转型，其运行价值更多体现在稳定容量与系统调节能力上——这正是短期灵活性保障的核心支撑。基于这一背景，相关政策明确提出构建“电量电价与容量电价协同”的价格体系。电量价格通过市场形成，容量电价则用于合理回收固定成本，体现其对系统的支撑价值。

在南方区域，系统调节能力和容量充裕度问题近年来也愈发突出。2024年，南方五省区非化石能源装机占比已超过62%，用电负荷受新能源出力特性明显，夜间、凌晨负荷高峰逐渐显现，对系统调节能力提出更高要求。张轩表示，未来随着风电、光伏装机规模快速增长，区域统一市场建设与容量保障机制研究将成为南方电网的重要工作方向，而如何平衡区域内新能源消纳的灵活性需求与整体容量充足性，将是核心研究课题。

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德国经验：从单一能量市场走向容量机制

德国正处在容量市场制度选择的关键讨论期。德国能源署电力主题负责人丹尼尔·舒尔茨（Daniel Scholz）在会上系统介绍了德国当前围绕容量机制的政策背景构建与制度争论。据他介绍，德国长期依赖单一电能量市场（energy-only market），但最新的系统监测结果显示，从2020年开始，德国面临发电容量缺口。这一缺口一方面来自煤电逐步退出、老旧燃气机组退役，另一方面也源于可再生能源占比上升后，传统可调度电源盈利能力下降，进而影响系统灵活性调节能力与长期容量充足性的平衡。

在此背景下，德国已建立多种“类容量”安排，如容量备用（capacity reserve）和电网备用（grid reserve），但这些机制更多是调度层面的短期工具，侧重解决即时性的灵活性缺口，并不适合支撑长期投资决策，难以保障系统长期容量充足性。这也推动德国开始探讨是否需要引入更系统性的容量市场。

舒尔茨表示，欧盟对容量机制设置了严格前提：必须基于明确认定的供电安全问题，保持技术中性，避免扭曲单一能量市场，并与气候目标相容。在具体模式上，德国目前同时探讨集中式容量市场、分散式容量市场以及两者结合的混合模式，尚未形成最终方案。舒尔茨进一步区分了集中式与分散式两类容量市场模式，并分析了二者在高比例新能源系统下的不同适用性。

舒尔茨进一步解释，集中式容量市场通常由国家、监管机构或输电系统运营商统一评估系统所需的安全容量规模，再通过集中招标方式向供给侧采购容量资源。中标主体即便在未实际发电的情况下，也可获得容量补偿。这一模式的优势在于，能为投资者提供较高的确定性，有助于降低长期可调度电源的融资成本，从而在整体上提高供电安全水平。但其潜在风险在于，容量需求主要由政府或监管机构判断，往往较市场主体更为保守，存在目标容量规模被高估的可能；同时，该模式下灵活负荷和需求侧资源的纳入相对困难，整体成本控制压力较大。

相比之下，分散式容量市场更强调市场主体自身的责任。电力公司或终端用户需要通过购买容量证书、签订容量合同，或在关键时段主动削减负荷等方式履行容量义务。储能、需求响应等灵活资源可以直接参与其中。舒尔茨认为，这一模式在保障供电安全方面可能更具效率，也更容易纳入灵活负荷，对需求不确定性的适应性更强。但其不足之处在于，对长期、高资本投入电源的投资激励相对有限，且由于缺乏集中统一的安全控制，存在容量覆盖不足的风险。

从德国的讨论来看，舒尔茨认为当前并不存在一种“完美方案”。集中式与分散式容量机制各有侧重，如何在投资确定性、系统灵活性与成本效率之间取得平衡，仍是德国政策制定者需要面对的核心难题。这也是德国目前尚未作出最终选择的重要原因。

他还特别提到，德国正在推进的“电站战略”（Kraftwerkstrategie），试图在容量充足性、系统稳定性和去碳化之间取得平衡，其核心在于灵活性与充足性的协同——既要通过灵活资源应对短期系统波动，又要通过稳定投资保障长期容量充裕，多目标叠加使制度设计存在一定复杂性，目前，该战略仍在与欧盟委员会进行磋商。

从制度设计的分歧可以看出，无论是集中式还是分散式容量机制，都难以单独承担全部供电安全责任。舒尔茨也在提问环节中表示，容量市场本身并非万能解法，即便制度设计完善，仍无法覆盖所有低概率但高影响的极端情景。在极端天气、燃料供应中断或跨境供给受限等情况下，仅依赖容量市场，仍可能暴露系统脆弱性。因此在德国机制讨论中，保留容量备用等机制被认为是必要的辅助方式。

这一判断显示出一种现实考量，容量市场的核心功能是在系统预期承压时期提供可用性激励，但在面对极端风险时，仍需其他制度工具予以补充。舒尔茨建议，不同市场应当各司其职，例如，为了维持电网稳定，可以设立针对系统稳定性的辅助服务市场，并可让不参与容量市场的电厂或已参与容量市场的电厂共同参与。

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容量机制是底线，还需其他市场配合

这一思路与中国在新型电力系统建设中的认识形成呼应。

国家发展改革委能源研究所系统中心副主任刘坚介绍，随着新能源快速发展，电力系统已从以电源侧为主的平衡模式，转向“源网荷储”协同运行，容量资源类型显著增多，运行工况更加复杂。在这一背景下，容量机制的核心挑战，已不再只是“有没有容量”，而是如何评估不同资源的有效容量价值（即充足性的量化），以及如何通过灵活调节资源应对实时波动（即灵活性的落地），同时控制系统整体成本。他特别强调，高比例新能源系统下，极端事件发生的概率和影响可能上升，基于历史数据设计的常态化容量机制存在局限，有必要配套更具针对性的应急容量安排。

针对极端情景应对，刘坚提出细化容量机制分级安排的建议。短期容量资源依靠现货市场激励以保障即时灵活性；中长期调节资源给予基本容量补偿以夯实充足性基础；对于承担应急备用、应对极端事件的资源（如备用煤电机组、长时化学储能等），可专门设计应急容量补偿机制，同时提高其准入门槛与调用可靠性要求。他还提到，传统基于会计成本的容量补偿机制，能够在早期为投资提供稳定信号，但长期仍需引入竞争机制，防止容量规模和成本失控，最终实现灵活性与充足性的动态平衡。

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从“容量够不够”转向“灵活性—充足性如何协同设计”

在会议讨论中，德国博众能源转型论坛电力系统转型负责人Christian Redl从欧洲整体演进经验出发，反思了当前容量机制讨论的逻辑起点。他认为，在高比例新能源电力系统中，灵活性与充足性并非两个独立问题，而是同一系统约束的不同表现。短期灵活性决定系统能否维持实时平衡、消纳新能源，而长期充足性则关系到这些灵活资源能否获得持续投资支持，两者相互依赖。

Redl表示，欧洲近年来对灵活性的高度关注，源于风电、光伏快速扩张带来的系统运行压力。目前，可再生能源已贡献约三分之一的发电量，系统运行明显向短周期波动管理倾斜，发电商越来越倾向依据短期价格信号安排出力，能量市场在引导短期灵活性方面发挥了积极作用。

但他同时提出，对短期价格信号的高度依赖也使长期容量投资问题更加突出。随着新能源占比上升，传统可调度电源运行小时数被压缩，单一能量市场难以为那些“平时少用但关键时刻必须在场”的资源提供稳定回报，资金缺失问题由此显现。正因如此，在欧洲，容量机制和各类投资支持工具长期作为能量市场的补充存在，用以弥补其在投资激励和供电安全方面的不足。

在Redl看来，充足性评估并非一个可以“一次算清”的技术问题，其结果对天气、负荷、电价等假设高度敏感，更应被视为风险识别工具，而非确定性决策依据。这也意味着，容量机制在设计上不宜追求“绝对安全”，以免推高系统成本。

在短期运行层面，Redl肯定了日前、日内市场在应对灵活性挑战中的作用，但他认为，大范围统一价格区掩盖了区内输电约束，削弱了价格信号对系统物理状态的反映，导致弃风弃光和高成本再调度问题，这意味着仅靠时间维度的市场优化仍存在局限。更重要的是，欧洲以往的容量政策过于关注“容量数量是否足够”，而忽视了系统真正需要的是“什么样的容量”。在新能源主导的系统中，容量的价值不再体现在装机规模，而在于其在关键时段提供灵活、可靠响应的能力。基于这一认识，欧盟近年来引入灵活性需求评估，为储能、需求响应等资源提供制度依据，而非简单将其纳入传统容量市场框架。

此外，Redl还提到跨境互联和市场一体化水平对容量需求的显著影响。在高度互联的系统中，地理分散效应可明显降低整体容量需求，若忽视跨境因素，单一国家层面的充足性评估和容量机制设计，可能出现系统性的需求高估。

Redl最后总结，容量机制不应被理解为对“容量不足”的被动补救，而应成为协调灵活性与充足性、衔接短期运行与长期投资的制度安排。在高比例新能源背景下，关键不在于是否引入容量机制，而在于如何避免其与灵活性目标脱节，在保障系统安全的同时控制转型成本。

从此次研讨会的交流来看，中德在容量机制上的制度路径不同，但面对的核心问题高度相似，即在新能源主导的电力系统中，如何在市场效率、投资激励与系统安全之间取得动态平衡，而这一平衡的关键正是对灵活性与充足性关系的精准把握。

中国从容量电价切入，探索在统一市场框架下为系统支撑能力定价，兼顾区域灵活性需求与整体充足性保障。德国正处于是否引入及以何种形式引入容量市场机制的选择路口，核心聚焦于多目标下灵活性与充足性的协同设计。两种路径背后，既反映了不同的电力系统基础和政策环境，也共同指向一个结论：容量机制不再是“要不要”的问题，而是一个需要持续校准、与其他市场机制协同演进的系统工程，其中，极端情景应对的工具组合与灵活性—充足性的适配，将是未来优化的核心方向。