以容量定价值 以市场保供应

——辽宁发电侧可靠容量补偿重构电力市场制度体系

王子毅

我国电力市场化改革已步入深水区。随着风电、光伏大规模并网，电力系统运行逻辑深刻变化。新能源出力波动，净负荷峰谷差拉大，顶峰保供压力上升；现货市场承担价格发现功能，中长期合约回归避险本位。单一电能量市场难以支撑调节电源稳定运营。这些变化环环相扣，要求在新型电力系统建设中重新识别和区分电力的差异化价值，破解“有电量、缺电力”结构性矛盾。在此背景下，辽宁落实国家发展改革委、国家能源局发改价格〔2026〕114号文件部署，率先搭建发电侧可靠容量补偿及配套制度体系，首次实现由过渡阶段煤电容量电价向市场化长效可靠容量补偿的制度转换，为新型能源体系市场化实践提供地方样本。

一、改革破题：电量市场难覆固定成本 容量价值亟须制度补位

旧体系适配传统火电时代，却难以匹配新型电力系统。传统电力系统以计划电量为核心，火电按年度计划发电，电量与容量价值打包在上网电价中，通过计划电量和统一电价回收燃料等变动成本，并覆盖投资、折旧等固定成本。这一模式在过去数十年保障电力供应、支撑经济发展中发挥了关键作用。市场化改革推进后，计划电量逐步取消，中长期交易、辅助服务、现货市场相继建立，电价形成回归供需。现货市场围绕电能量开展交易，发电主体依据边际变动成本参与竞争，核心是实现电能量价值的市场化识别。

风电、光伏大规模并网后，电力系统基础运行条件根本转变，催生新的市场矛盾。新能源可提供规模可观的零碳电量，却具有强间歇性、波动性；在净负荷高峰、寒潮等极端场景下，实际可靠出力水平极低，“电量充裕、电力紧缺”矛盾凸显。系统净负荷峰谷落差拉大，峰值负荷抬升，对煤电、储能等顶峰支撑电源的可靠容量需求持续增长。为保障新能源消纳，调节类电源需要让出发电空间，利用小时数不断下降。在单一电能量现货市场框架内，机组主要回收燃料等变动成本，设备投资、折旧、运维等大额固定成本难以通过电能量交易和辅助服务市场足额回收，形成国际电力市场研究中的“缺失资金”问题。

过渡性容量电价治标难治本，高比例新能源时代呼唤长效市场化机制。部分地区先期实施煤电容量电价，按铭牌装机给予固定补偿，缓解煤电经营困难，守住保供底线。但过渡性煤电容量电价存在固有局限：一是相对独立于现货市场，与系统实际供需、机组顶峰履约表现脱钩；二是静态固定定价，容易过补偿或补偿不足，调整周期长；三是补偿对象限于煤电，难以公平覆盖新型储能等新型可靠调节资源，难以适配高比例新能源下的长效制度需求。电力现货市场连续稳定运行后，行业亟须建立深度嵌入电力市场、覆盖各类可靠调节资源、以顶峰实际出力贡献为衡量标准的长效容量制度。114号文件明确改革方向，推动容量制度从过渡性煤电容量电价，转向市场化长效可靠容量补偿。

作为全国第二批电力现货试点，辽宁于2025年3月启动现货连续结算试运行，先后经受冬季寒潮保供、新能源大发消纳的实战检验。伴随省内新能源装机持续增长，系统顶峰保供压力持续凸显，煤电、电网侧独立新型储能共同承担顶峰支撑任务，仅针对煤电设计的原有容量电价已难以适配资源格局。为此辽宁配套出台可靠容量补偿、补偿扣减、报价替换、运行成本补偿等系列配套规则，在国内率先完成容量制度切换。

省情禀赋与改革积累，造就辽宁改革先行的基础。作为东北地区核心负荷中心，辽宁既要守住电力可靠供应底线，也要兼顾能源成本管控，支撑东北振兴。省内电源结构已发生根本性转变，清洁能源装机突破5400万千瓦、占比57.4%；新能源装机4273万千瓦、占比45.22%，装机规模已超过火电，较早迈入高比例新能源电力系统阶段，2026年创新建立核电入市价格结算机制，改革样本价值突出。

供暖约束与市场新特征，倒逼容量补偿机制加速落地实施。作为北方供暖大省，辽宁过半火电机组为热电联产机组，受“以热定电”约束，机组并非不具备深度调峰能力，而是调峰意愿不足：其收益已通过高比例、较高价格的中长期合约锁定，低谷时段维持机组运行，即可匹配合约电量安排，缺乏主动下压出力的动力。叠加核电基荷稳定出力，系统低谷向下调节空间被明显压缩。为化解新能源消纳难题，辽宁自2026年1月起放开现货市场负电价，当月负电价累计310.5小时，时段占比41.73%，市场呈现电力供需两极分化新特征。现货连续结算、核电深度入市、负电价机制落地多重改革条件叠加，共同为可靠容量补偿机制落地构建了完备的市场基础。

二、制度立新：可靠容量按效核定补偿 配套规则闭环协同治理

可靠容量，是机组在系统净负荷高峰关键时段能够持续稳定输出的有效供电能力。它不等同于铭牌装机，需按顶峰时段实际出力贡献折算。相较按装机核算补偿，可靠容量补偿坚持技术中立、按效付费、公平竞争，不向特定电源倾斜。煤电、电网侧独立新型储能，以及后续纳入的气电、抽水蓄能等，统一按净负荷高峰时段可实际释放的可靠容量核算补偿；依据实际贡献获得收益，未履行履约义务则扣减补偿，形成“按效付费、失约扣减”的市场化机制。

辽宁方案的制度运行形成了完整链条。一是参数核定。省发改委会同能源主管部门，结合近3—5年运行数据分类测算：煤电等稳定支撑电源以额定容量扣除厂用电；风电、光伏按高峰时段可靠出力率折算可靠容量系数；储能兼顾放电功率与持续放电时长；省间外购电按通道高峰送电能力核定。二是顶峰预警与运行监测。调度机构预测电力紧张顶峰时段，在日前向市场主体发布预警，事后完整记录顶峰时段机组实际出力。三是回溯确定扣减时段。初期考虑稳妥衔接过渡，选取全年、月度净负荷高峰时段及调度预测的供需紧张时段作为扣减窗口。四是差额容量计算与清算。机组在全年系统顶峰时段因自身原因出力达不到核定可靠容量和调度指令要求，形成差额容量，按规则扣减补偿，及时发布，按年清算，发电企业可申请复核、申诉，合法权益有保障。

补偿标准以边际机组固定成本缺口为锚，即边际机组全部固定成本扣除其在电能量市场、辅助服务市场获得的全部收益后的差额，并结合系统长周期的容量供需比调整，兼顾电源合理回报与系统供需情况，避免静态定价。现阶段补偿范围覆盖自主参与现货市场的公用煤电机组、电网侧独立新型储能、直流通道省间外购电，后续逐步扩展至气电、抽水蓄能；政府定价机组、已获其他容量保障的主体不重复补偿。政策切换后，原有煤电过渡容量电价退出。

可靠容量补偿不能孤立运行。若只做容量补偿而缺少配套约束与矫正机制，可能衍生四类风险：一是容量注水，机组获得补偿却在顶峰关键时段无力可出；二是市场力滥用，机组取得固定补偿后，仍在现货市场报出畸高价格牟利；三是调节成本悬空，机组承担启停、空载、调节等任务，产生非凸运行成本，容量补偿只覆盖固定投资折旧，难以回收上述变动成本，削弱调节积极性；四是电价传导评估不足，改革节奏与用户承受能力可能脱节。

为此，辽宁配套构建多维度规则，与主体机制协同。建立容量补偿扣减规则，补偿发放直接对标机组顶峰履约实绩，按实际出力核算容量缺口并执行扣减，压实保供责任，确保补偿资金投向真实可用的顶峰资源，做实按效付费。适时出台现货市场报价替换机制，遏制市场力不当行使，守护正常价格信号与用户权益。执行运行成本补偿政策，重点覆盖启动、空载、电能量边际成本，对机组服从调度开展调节产生的额外成本予以专项补偿，与容量补偿聚焦固定成本回收形成分工，缓解经营压力，激发煤电调节保供动力。做实成本监审与用户承受能力评估，以严谨成本核查支撑报价修正、运行成本补偿测算，保障核算公允，前置评估政策电价传导影响，审慎把控改革节奏，统筹制度改革成效与社会用电成本可承受边界。

配套机制各司其职、环环相扣：容量扣减管住供给真实性，报价替换管住报价秩序，运行成本补偿管住调节激励，成本调查与用户评估管住改革风险，共同实现激励相容、风险可控，避免可靠容量补偿异化为简单补贴。

三、体系重构：容量价值独立定价兑现 辽宁实践树立全国典型

辽宁此次构建发电侧可靠容量补偿及完整配套政策体系，不是对既有容量电价机制的局部修补，而是对电力市场制度体系的一次结构性重构。

其一，价值体系重新分层。过去电价体系将电能量价值和容量价值混在一起，通过中长期交易价格一次性回收全部成本。可靠容量补偿机制把容量价值从电能量价格中剥离出来，使其有了独立定价和兑现渠道。辽宁在配套措施中明确，建立可靠容量补偿机制后，煤电中长期交易价格下限调整为电力现货市场出清价格下限，主体可自愿选择中长期合同中一定比例电量执行现货市场价格等灵活价格机制。这意味着中长期合约回归财务避险工具本位，不再承担回收固定成本的隐性功能，电能量价格可以更真实地反映边际成本和实时供需。

其二，激励导向根本转变。原有规则下，煤电经营遵循多发多得，机组价值主要通过发电量体现。新制度框架中，煤电价值取决于系统供需紧张阶段可稳定输出的可靠容量水平。这一变化重新界定煤电功能定位，机组不再单纯承担电量供给任务，转而成为可靠容量供给与系统灵活调节的重要载体。辽宁设置的补偿费用扣减机制进一步强化这一导向，机组核定可靠容量后，必须在高峰时段落实出力履约责任。初期考虑政策稳妥衔接过渡及调度机构的顾虑，扣减窗口选取全年、月度系统净负荷高峰及调度预测的供需紧张时段，保障补偿资源精准投向电力保供关键场景。

其三，市场治理能力系统性提升。报价替换机制推动监管关口前移，由事后处罚转向事中干预。

辽宁将适时出台报价替换办法，既关注报价是否异常偏离成本，同时更关注报价行为是否对出清价格产生实质性抬升，将市场力识别与约束由定性评判升级为量化研判，为高比例新能源接入下的电力市场运行提供可落地的治理手段。辽宁率先探索，意义不仅在于提供可复制、可推广的制度模板，更在于验证一个关键判断：在新能源高占比的电力市场，以容量补偿、运行成本补偿以及即将出台的报价替换协同配套，稳定调节类电源投资预期，约束不当市场力，推动电力资源向可靠性强、调节性能优的方向配置。电力市场运行重心由单一电能量竞争拓展至容量价值挖掘，管理模式由传统计划分配转向统一规则治理。辽宁实践，为中国电力市场化改革提供了具有示范意义的样本。