随着风电、光伏等新能源大规模并网，我国电力系统供需格局与运行逻辑发生深刻变革，电力保供的核心从“保障发电量”转向“保障高峰时段可靠供电能力”。传统煤电容量电价叠加高比例中长期交易的模式，逐渐暴露出引导调节能力不足、易出现成本过补偿、价格信号扭曲等问题。为此，国家发展改革委、国家能源局印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号），在电力现货市场连续运行地区全面建立发电侧可靠容量补偿机制。按照114号文精神，各省结合本地电源负荷结构、电力保供实际与电力市场运行现状，相继出台省级配套实施细则，推动容量电价机制改革落地实施。

一、补偿标准制定的总体原则

可靠容量补偿标准的设计，紧扣新型电力系统建设目标，统筹电力安全保供、能源绿色转型、市场高效运行与民生电价稳定四大目标，确立四项核心制定原则，贯穿标准测算、执行、调整全流程。

首先是锚定可靠性价值原则。本次机制彻底转变传统“按电量计价”的思路，坚持“为容量买单、不为电量买单”，补偿标的聚焦机组在全年系统顶峰时段的稳定供电能力，而非年度发电量，引导各类电源主动强化顶峰出力水平，从根源上夯实电力保供基础。

其次是成本据实补偿原则。补偿以机组合理固定成本为测算基础，严格扣减机组在电能量市场、辅助服务市场已获得的收益，仅弥补市场无法覆盖的固定成本缺口，坚决杜绝超额补偿，保证定价贴合企业真实经营状况。

第三是统一规则、分类施策原则。全国层面统一补偿定价逻辑与核心计算公式，保证区域间规则公平；同时针对火电、新能源、抽水蓄能、独立储能、省间外购电等不同类型电源，根据其出力特性、运行规律差异化核定有效可靠容量，实现“一把标尺、分类计量”。

最后是供需与民生双向兼顾原则。补偿标准与区域电力供需紧张程度动态挂钩，同时将用户电价承受能力作为前置约束条件，在保障发电侧合理收益的前提下，严控终端电价上涨幅度，平衡发电企业与用电主体的利益。

二、核心定价基准：以市场边际机组为测算标尺

可靠容量补偿的单位标准，统一以电力市场边际机组作为定价基准，这是整个标准体系的核心环节，也是区别于传统容量电价的关键所在。政策中所定义的边际机组，特指现货市场连续运行后，年发电利用小时数偏低、但系统负荷高峰时段必须强制顶峰出力，燃料成本可控、具备可规模化推广的连续性电源，但不包含那些兼营围海造田、海水淡化等非电力副业的特殊机组。边际机组是电力系统的“兜底保供单元”，出力高度集中在用电尖峰，仅依靠电能量交易、调频调峰等辅助服务收入，无法覆盖厂房、设备折旧等固定成本，也是电力市场中经营压力最大的主体。

以边际机组为基准制定补偿标准，核心目标是实现边际机组盈亏平衡，以此形成市场化价格锚点。官方明确单位补偿标准的核心计算公式：

单位补偿标准=（边际机组固定成本-边际机组电能量及辅助服务市场收益）÷边际机组可靠容量

公式中每一项指标均有严格界定，边际机组固定成本包含设备折旧、场地运维、人员薪酬等长期刚性支出；电能量及辅助服务市场收益为机组正常参与市场获得的全部电量、服务收入；而边际机组可靠容量不等同于铭牌装机容量，必须扣除综合厂用电率，仅核算机组可对外输送的真实顶峰供电能力，剔除无效容量，确保定价依据精准反映机组对系统可靠性的实际贡献。

以此为基准形成的统一单位标准，能够形成良性市场均衡：固定成本高于补偿标准的机组，普遍发电变动成本更低，可通过现货市场高峰时段的高电价补足成本缺口；固定成本偏低的机组，则能在补偿之外获得合理收益，既保障兜底电源生存，也不干预正常市场竞争。

三、单台机组补偿费用的完整核算规则

在统一单位补偿标准的基础上，区域内每一台合规机组最终可获得的可靠容量补偿费用，结合自身有效容量与区域供需现状综合核算，完整计算公式为：

机组可靠容量补偿电费=机组可靠容量×单位补偿标准×容量供需系数

公式包含两大核心变量，也是标准落地的关键细分规则。

第一个变量是机组可靠容量，根据电源类型分四大类精准测算，充分适配不同电源的出力特性：煤电、气电、核电、季调以上水电等稳定支撑电源，可靠容量按照“机组额定容量-综合厂用电”计算；风电、光伏、季调以下水电等波动性能源，结合近3～5年负荷数据，取高峰时段平均负荷率与全年平均负荷率的最小值作为可靠容量系数，再折算有效容量；抽水蓄能、电网侧独立新型储能等发电时长受限资源，依据设备最大放电时长与系统高峰持续时长的比值核定系数；省间外购电则以输电通道最大受电能力为基础，结合历史送电负荷率计算可靠容量。分类核算让不同电源的顶峰保供贡献得到客观量化。

第二个变量是容量供需系数，计算公式为“区域需求可靠容量÷全市场可靠容量总供给”，直观反映区域电力供需紧张程度。政策明确，当计算结果大于1时统一取值为1，避免补偿标准过度上浮。该系数实现了标准的动态适配：电力供需偏紧、保供压力大的地区，系数充分反映缺口，补偿力度适度倾斜；电力供给充裕的地区，系数相应下调，补偿标准随之收敛，让价格信号贴合区域实际供需。

四、政策衔接与全品类电源覆盖规则

可靠容量补偿机制落地后，各地同步完成新旧电价政策衔接，统一各类调节电源的补偿口径。按照114号文要求，已建立可靠容量补偿机制的地区，煤电、气电、电网侧独立新型储能不再执行原有独立容量电价，全部纳入统一补偿体系；抽水蓄能电站区分项目建设时间分步衔接，新开工项目逐步全面执行可靠容量补偿标准，存量项目平稳过渡。

机制打破了“按电源品类区别对待”的传统模式，不分电源类型、不分省内机组与外来电力，仅以实际顶峰履约能力作为补偿依据。省间外购电正式纳入补偿范围，按照输电通道的实际顶峰送电能力核算补偿额度；后续机制还将逐步拓展至全品类电源，真正实现“同贡献、同标准”。同时，外送电量在电力平衡中视同用电负荷，与全体工商业用户共同分摊容量补偿相关费用，形成权责对等的费用分摊格局。

五、配套管控机制：保障补偿标准落地不走样

科学的补偿标准需要刚性约束与配套机制保驾护航，防止出现“拿补偿、不履约”的现象，确保标准执行不偏离初衷。

首先是容量费用扣减机制，实行“按效付费、按年清算”。每年由省级价格、能源主管部门核定下一年度机组可靠容量，调度机构全年监测顶峰时段机组实际出力。若机组实际供电能力未达到核定标准、未完成调度保供指令，将按照容量缺口规模扣减对应补偿费用。这一约束将补偿与履约深度绑定，倒逼发电企业提升设备运维水平和顶峰响应能力，让补偿真正买到“真实可用的保供容量”。

其次是联动配套市场规则。可靠容量补偿仅覆盖机组固定成本，针对机组启停、空载等无法通过电能量市场回收的非凸成本，单独设立运行成本补偿机制，保障机组参与调峰、启停调节的积极性；同时推行现货报价替换与市场力防控规则，避免发电企业获得容量补偿后滥用市场力哄抬电价，维护电能量市场价格信号的真实性，让补偿标准与市场运行形成良性配合。

此外，补偿标准建立动态调整机制。各地结合燃料价格波动、新能源装机规模、电力市场建设进度、年度供需形势变化，定期复盘测算并优化补偿标准，避免标准僵化脱离市场实际。

可靠容量补偿标准的制定，是一套“基准清晰、核算精细、分类适配、约束有力、底线明确”的完整体系。它跳出了传统电力价格“重电量、轻能力”的局限，以市场边际机组为定价锚点，以真实顶峰保供能力为核心计量依据，结合区域供需、电源特性、用户承受能力多维校准，同时辅以考核、市场监管等配套规则。

这套标准既保障了各类可靠性电源的合理成本回收，充分调动发电侧保供积极性，筑牢电力系统安全底线；也维护了电力市场公平竞争秩序，守住终端电价稳定的民生底线。作为新型电力系统价格体系的重要组成部分，可靠容量补偿标准的落地实施，将持续引导电源结构优化、市场机制完善，为能源绿色低碳转型与电力安全稳定运行提供坚实的制度支撑。