114号文规定，可靠容量是指机组在全年系统顶峰时段能够持续稳定供电的容量。

也就是在电力系统最需要发电容量支撑的时刻，某类电源能够稳定提供的“可用发电功率”。比如在夏冬季用电尖峰时段、极端天气下新能源出力不足的时段以及有大容量电源故障无法提供稳定出力的时段等。

也就是任何供需紧张的时段，电源都可以向系统提供的稳定出力。

这样定义后，就可以把不同类型电源的铭牌容量也就是额定容量转化成统一的“可用容量”，以相同的标尺来进行容量补偿。

那么对于不同机组可靠容量的计算就成为了该项制度建立的关键。

基于历史数据的评估

既然114号文定义了可靠容量是机组在全年顶峰时段能够提供的稳定供电容量，那么就有必要先明确怎样的时段算是系统顶峰时段。

这些时段可以依靠模拟或预测，但更直接的方式就是“以史为鉴”，用临近年份的历史数据来进行评估并测算。

当全年的电力交易时刻都已出清，就可以根据出清数据并以一定的标准来挑出所谓的顶峰时段。

在过去，电力系统的顶峰顶的就是纯负荷的用电高峰，因为当时不可控的新能源占比较低，系统供电主要以煤电为主，而煤电又是相对可控的电源。

那么当负荷用电高峰的时候，在相同的煤电总容量供给下，整体系统的供需系数就会比较高(需求/供给)，这也就是供给紧张时段。

但现在新能源装机容量早已超过煤电装机容量，虽然其出力存在不确定性，但在一个传统负荷高峰的时段，如果该时段气象资源充足，新能源大发，那么供需系数未必就会很高，所以当下就不能再以纯负荷的高低来评判该时段是否是顶峰时段。

所以我们需要评估的是系统净负荷峰值，也就是总需求剔除掉那些不可控电源出力后的剩余净需求。

这里的总需求是本地负荷总需求，而不可控的电源出力不仅包含风光等可再生能源，还应该包含不可调节的水电，在此基础上，我们还要考虑与外省的联络线情况，也就是考虑外受和外送的净值。

而有了这样的评估标准后，我们就可以根据每个时段的出清数据来计算出该时段的“净负荷”值。

一个以15分钟为现货交易周期的省份虽然全年会有365×96超过35000个现货交易时段，但一定会决胜出一个最高净负荷值所在的时段。

然后再设定一个比值，比如说90%，把全部净负荷达到最高净负荷值90%以上的时段都挑出来，作为全年系统顶峰时段。

而在这些时段内，每种类型的机组究竟可以向系统提供多少容量就是衡量其可用容量的重要参考，我们逐一来说。

可靠容量系数

某类机组的实际最大出力值就是其额定容量，而可靠容量要考量的是其向系统能够提供的出力而不是机端的出力，所以需要将额定容量扣减厂用电率后折算成该类电源可向系统提供的最大出力。

相当于说每个类型的电厂都是一个大号的“自发自用、余量上网”场站，自用就是自身的厂用电量。

而厂用电率需要长期的监测并核定，各省会根据历史数据来评估出一组厂用电率，相同类型的机组在计算时都使用同样的厂用电率系数。

这个可向系统提供的最大出力也仅仅是一种理论情况，比如一个装机容量为100兆瓦，厂用电率为2%的风电场，其自身机端最大出力就是100兆瓦，而能够向系统提供的最大出力就是98兆瓦。

但风机的出力受风速和风向的影响，充满了不确定性，并不能保证每当系统顶峰需要的时候，其都可以向系统提供稳定的98兆瓦。

所以这里还需要一个可靠容量系数来对各类机组理论上能向系统提供的最大出力进行打折。

对于煤电和气电来说，因为出力可控，只要燃料足够，其是可以向系统时时刻刻稳定提供额定容量×(1-厂用电率)的发电出力，所以可靠容量系数为1，意为非常可靠。

对于不可控的风电和光伏以及径流式水电和其它长周期内不可控的水电来讲，可以稳定提供的容量不太好测算，所以多用顶峰时刻的实际发电量来求取顶峰时刻的平均出力，再除以额定容量获取可靠容量系数。

对于储能系统，当其满电池电量时，变流器以额定功率放电的稳定时长与其配储时长有关。

考验储能的顶峰能力需要的不仅仅是某个历史顶峰时段，还需要连续顶峰时段持续的最大时长，然后再看储能系统在该时长下能够提供多长时间的最大出力值。

也就是说储能系统的可用容量系数等于额定功率最大放电时长除以当地顶峰时段连续持续时长。

我们在上一部分已经说明了目前考量顶峰时段应多采用净负荷值而不是纯负荷值。在一个光伏发电接入容量较多的电力系统，净负荷曲线呈现鸭子型或者峡谷型，即白天午间净负荷较低，傍晚和深夜负荷较高，净负荷基本呈现单峰型。

但如果某些地区光伏占比一般，构不成上述曲线形状，那么可能整体的净负荷曲线还与过去纯负荷早高峰和晚高峰的双峰型曲线就类似，也就是一天内会出现两个净负荷峰段。

这样考量持续顶峰时段连续时长时就需要将主峰荷和次峰荷的持续时长相加来作为分母。

有了可靠容量系数后，我们就可以大致得出某个机组的可靠容量计算公式：

可靠容量 = 额定容量 ×（1-厂用电率）× 可靠容量系数。

这样通过归属于同类机组的厂用电率和可靠容量系数，我们就可以把不同类型机组的额定容量转化为可以统一衡量顶峰服务的标尺，即“可用容量”。

这个计算值也是各类机组理论上可以申报的最大可用容量，而且一定会有事后的考核机制来考核机组是否在顶峰时刻提供了这些出力，若不满足申报的可用容量，那么可能面临退减少部分容量补偿费甚至取消补偿资格的惩罚。

供需系数

有了上文提到的补偿标准基础，有了我们刚才计算的可用容量，还要叠加一个供需系数方才可计算出最终的容量补偿电费。

一个地区的电力系统供需系数每个交易时段都可以计算，但我们在计算可用容量系数时已经使用的全年的历史数据，那么在计算供需系数时也理应计算一个全年供需系数的最高值。

供需系数的分母是全系统可用容量总和，这点可以通过前述各类机组的可用容量加和来计算。

供需系数的分子是系统全年净负荷最高时段所对应的最大负荷需求值，这里不取实际最大负荷需求值的原因是因为前述测算不可控电源的可用容量系数时，我们选取的基准是净负荷顶峰时段不可控机组的平均负荷率，那么为了分子分母评估条件一致，最大需求量也应挑选顶峰时段中的最大值。

供需系数每年测算一次，基于前一年的实际出清情况而得，也是用历史数据来模拟评估本年系统的供需状况。

小结

最终的可用容量补偿费就由"额定容量×(1-厂用电率)×可靠容量系数×容量补偿基数×供需系数"求得。

前面两项可以整合为理论最大可用容量，后面两项也可以整合为本年的容量补偿标准。

这样理论最大可用容量×可靠容量系数×容量补偿标准也称为了3系数模式。

或者将前三项整合成可靠容量，形成另一种三系数模式，即：

可用容量×容量补偿基数×供需系数

在25年末，甘肃省发布了《关于建立发电侧可靠容量补偿机制的通知（试行）(甘发改价格规〔2025〕4号)》。

其实早在25年7月份，甘肃就发布过此份文件的征求意见稿，不过当时的名字叫做《关于建立发电侧容量电价机制的通知》。

而我们看过114号文后知道，所谓容量电价和可靠容量补偿机制不是一件事，所以下一篇我们就结合这两份文件再认识一下这两种机制，并一起看看甘肃的做法。