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张逸哲
近期在中国电力行业讨论中，有一种流行看法：电力市场化改革就应该全是“场内”集中竞价交易。一旦看到国内市场中双边合同、容量机制等“场外”成分开始扩大，便有人担忧这是市场“弱化”或“开倒车”。
这种担忧需要重新审视。事实上，美国电力市场早已经历过类似历程——随着新能源占比提升，容量机制等场外成分占比持续扩大，但这并非市场的倒退，而是电力系统为保障安全稳定而做出的制度进化。美国的发展轨迹表明，场外机制的扩大是高比例新能源接入后的必然选择。认清这一逻辑，中国当下的变化不仅不应被误读为倒退，反而可以参照美国的经验，将其视为市场化改革走向深化的标志。
在成熟的电力批发市场（如美国PJM市场）中，终端销售电价可概括为“发电侧+输电侧+配售电侧+公共政策费”的四维构成体系。其中，发电侧成本约占终端电价的60%，其内部又可拆解为三个核心维度：一是基础的电能量价值，约占发电侧成本的70%-80%（对应终端电价的42%-48%），用于支付度电成本；二是容量价值，约占15%-20%（对应终端电价的9%-12%），用于购买长期可靠性，确保尖峰时刻有电可用；三是占比约5%的上抬费用和辅助服务价值（对应终端电价的3%），其中辅助服务占比2%，包括调频、备用等费用，专门对冲高比例新能源接入带来的波动风险。输电侧与配售电侧合计约占35%，共同确保物理网架的韧性与终端配送服务；其余约5%为公共政策费，专项用于消化绿色配额、能效补贴等政策性转型成本。简言之，在批发市场放开的背景下，电价早已不再是简单的“电量价格”，而是一个通过市场化机制将电能、可靠性、系统安全与环境价值打包的复合价格体系。
其中，“场外”机制是相对于实时现货市场而言的，主要包括中长期合约、双边协商，以及本文重点讨论的容量回收机制。容量机制的本质，是解决电力市场中尖峰机组因运行时间短而难以回收投资成本的“缺钱”问题，从而确保电网在未来数年内拥有充足的备用余量。
以PJM的容量机制（即可靠性定价模型，RPM）为例，其采取“提前三年”的竞争性拍卖运作模式，在这种模式下，发电机组、储能资源甚至能够削减负荷的“需求响应”用户，不仅通过实时售电获取收益，更需将其在极端用电高峰时刻“随叫随到”的可信赖能力，作为一种独立商品提前出售给电网。通过这种长效激励机制，市场以确定的容量电费收入吸引投资者建设新电源或维护旧机组，并辅以严厉的绩效罚款机制——如果中标机组在未来约定的供电年度无法在紧急情况下履行发电义务，将面临巨额经济处罚。这种机制将“电力供应”与“系统安全”拆解开来，使容量回收机制成为调节未来电力供需平衡、引导能源结构转型、保障区域能源安全的“稳定器”。
根本动因在于新能源的“不可控”特性倒逼系统升级。据美国能源信息署2026年1月发布的《短期能源展望》报告，2025年美国风电和太阳能发电量占比约为18%，预计到2027年将升至21%；若计入水电，可再生能源总占比已达约25.7%。新能源边际成本极低，在电力出清顺位中占据首位，能够显著压低现货市场出清价。但与此同时，其波动性导致系统在无风无光时面临可靠供电风险，电网需要煤电、气电等灵活电源“兜底”，而这些电源在现货价格被新能源压低后，仅靠卖电难以回收投资成本。
容量回收机制成为这一困境的关键补充，其作用体现在三个层面：
一是现货市场的“地板价”效应。在得克萨斯州和PJM等地区，高比例新能源导致实时现货电价在非高峰时段显著下降，甚至频繁出现负电价，直接稀释了全年的能源总支出。
二是容量机制的“保险金”作用。容量机制为发电机组提供“保底工资”。以PJM为例，尽管其2025/2026年度容量拍卖价格因需求增长飙升至269.92美元/MW-day，推高了总成本中的容量占比（从2025年的6.5%升至约16%），但这一确定的支出换取了现货价格的平稳。研究表明，如果没有这套机制，在极端气候下（如“艾略特”寒潮），缺乏容量保障的现货电价会瞬间暴涨至3700美元/MWh甚至更高。
三是综合成本的“性价比”优势。这种组合设计本质上是将“不可控的极端溢价风险”转化为“平摊在每月的固定安全成本”。最新市场监测数据显示，尽管容量费支出增加，但通过锁定长期可靠性，系统降低了投资者的融资成本。相较于单一依赖高波动现货市场的模式，PJM的双市场组合在能源转型期能够将终端电费的波动率降低约20%-30%，证明这种设计在25.7%甚至更高可再生能源占比的情况下，依然是保护消费者免受极端电价冲击的最优解。
首先，市场目标从“卖商品”升级为“卖服务”。旧模式只关注每度电的价格，而新模式不仅关注电量价格，更关注系统的充裕度和灵活性。容量、辅助服务等“场外”产品被明码标价，正是市场细化和深化的表现。
其次，为金融市场演变提供了旁证。据彭博汇编数据，2025年1月美国场外股票交易（如暗池）占比一度达到51.8%，创历史纪录。如同大机构通过场外交易降低冲击成本一样，电力市场中的场外长期合约和容量交易，也是为了平抑风险、锁定收益，是市场成熟的表现，而非倒退。
最后，容量机制有效防止了“公地悲剧”。如果只依赖实时现货，没人会投资建设利用率低但必需的顶峰电站。容量回收机制正是通过“场外”的长期价格信号，引导了对长期系统安全的投资，强化了整个市场的基础。这是市场机制对系统公共物品属性的有效回应。
美国终端电价构成中，容量等场外成本上升，本质上是能源转型的“必要成本”和市场设计的“主动适应”。对于中国而言，美国的发展轨迹提供了一个重要参照——国内容量机制等场外成分的扩大，并非改革方向的偏离，而是与成熟市场走过的路径高度一致。认清这一点，有助于在推进电力市场化改革时保持定力，并从中获得三点启示：
第一，不能只看“电量”。在构建新型电力系统时，中国要更加认可可控电源的“容量价值”，为灵活调节电源提供稳定的收益预期。
第二，误解需澄清。中国电力从业者不应将市场化简单等同于“全部进现货市场”。美国经验表明，通过场外机制保障新能源消纳和系统安全，是更高阶的市场形态，而非改革的倒退。国内正在发生类似变化，恰恰是市场化走向深入的体现。
第三，监管应关注公平透明，而非排斥机制本身。监管机构不应将“场外机制”视为透明度的敌人，而应将其视为市场的必要补充，重点在于利用数字化手段透视其定价逻辑。根据美国联邦能源监管委员会《2025年度执法报告》，其分析与监视部在2025财年内审核了超过270万笔场外及市场交易数据。监管重点并非限制场外交易，而是打击“跨市场操纵”——即通过不合理的场外定价干扰公开市场的出清价格。
实例证明：在2025年的一项典型调查中，FERC针对某能源贸易商在天然气“交易周”期间的行为进行了处罚。该企业试图通过在场外市场进行不具备商业合理性的非经济亏损交易，人为压低相关的指数价格，从而使其在场内市场的大规模空头头寸获利。这一案例的启示在于：监管的重点不是场外机制本身，而是如何确保定价的公平与透明。对于中国而言，同样需要建立类似的能力，在接纳场外机制的同时，防范市场力滥用和跨市场操纵。
美国电力市场的演变告诉我们：当新能源占比突破临界点，市场设计必须从“单纯交易电量”走向“交易可靠性”。容量等场外机制的扩大，不是市场的倒退，而是市场的进化。对于正处于能源转型关键期的中国，理解这一逻辑，有助于在设计市场机制时更加从容、更加前瞻，真正走出一条符合国情的电力市场化道路。
编辑 韩晓彤
审核 姜黎