11月9日，辽宁省发展和改革委员会、辽宁省工业和信息化厅印发《关于建立发电侧可靠容量补偿机制的通知》及配套细则（以下简称“辽宁方案”），将外送电量纳入可靠容量补偿电费分摊范围，与省内工商业用电量共同承担分摊义务。外送电承担送端省容量电费，并非地方新设收费项目，而是“谁受益、谁承担”原则在经济责任划分中的制度化落实。

一、界定补偿标的，明确外送电的负荷属性

电力商品具有电量和容量双重价值，容量电费对应的是系统顶峰时段的可靠出力能力。电量按实际发电量结算，反映的是电力商品的能量属性；容量按系统顶峰时段能够可靠调用的出力能力计费，反映的是电力商品的可靠性属性。机组即便在某一时段未增发电量，只要保持随时顶峰出力的可用状态，就为系统提供了可靠性服务。这种服务并非无偿，机组维持可用状态所占用的投资、设备、人员和燃料储备，构成持续发生的固定成本。

114号文以“可靠容量”统一界定补偿标的，推动不同电源按同一标尺衡量系统价值。可靠容量即机组在全年系统顶峰时段能够持续稳定供电的容量。机制的核心，是由按机组类型分类补偿转向按顶峰贡献统一补偿，煤电、气电、新型储能等不同类型电源，均以可靠容量为统一标尺，公平反映其对系统顶峰的贡献。

辽宁方案对顶峰时段的界定，兼顾原则规定与过渡期安排，体现了对稀缺时段的精准识别。原则上，顶峰时段按全年8760小时净负荷由高到低排序的前3%确定；实施初期，该时段由全年净负荷高峰、月度净负荷高峰和供需紧张时段共同确定，其中月度高峰与供需紧张时段合计按当月总时长的2%安排，全年顶峰时段总规模按全年总时长的3%控制。供需紧张时段由调度机构依据实际运行情况，提前在交易平台披露并同步标记。之所以聚焦前3%，是因为这些时段供需最紧张、可靠性价值最高，补偿只针对真正稀缺的顶峰能力，而非对全部装机普遍付费。

认定外送电的容量责任，首先要明确其政策身份：外送电在送端省的市场身份是负荷，而非单纯过境电量。《电力现货市场基本规则（试行）》（发改能源规〔2023〕1217号）第六十条明确规定，跨省跨区交易卖方成交结果作为送端关口负荷增量，买方成交结果作为受端关口电源参与省内出清结算。这一规定的政策意图清晰：外送电在送端平衡与结算关系中被计入负荷侧，与省内用电需求并列，自应履行负荷的完整费用义务。114号文同时明确可靠容量补偿费用纳入当地系统运行费用，为外送电按负荷身份分摊提供了制度依据。

二、厘清占用事实，校准容量成本承担主体

从电力系统物理平衡看，外送电作为负荷增量纳入平衡，送端系统必须为其预留相应的发电容量和调节能力。电力系统发电与负荷须瞬时平衡，为保障最高负荷时刻的可靠供应，系统配置的装机规模必须高于最大负荷并预留一定备用。外送电计入负荷侧，直接抬高了系统必须保障的最大负荷水平；为保障其按约送出，送端省份须将外送负荷视同本省等效负荷，统筹纳入电源规划、电网建设和运行安排。在高峰时段，外送电对送端供需余度的影响与本地负荷并无二致，二者争夺的是同一批稀缺的顶峰资源。

容量成本以固定成本为主，这决定了物理平衡责任与经济责任必须对称。煤电机组为维持顶峰出力状态，需要保持运转、储备燃料、配备人员，相关固定成本不因电量销往省外而减少，只要机组处于可调用状态就持续发生。物理平衡上按负荷对待，经济责任上就应承担与负荷相匹配的容量成本；若只按负荷参与平衡、却不按负荷承担费用，即构成权责错配，本质上是让省内用户为外送电承担“免费搭车”成本。从受益关系看，外送电的可靠性服务最终由受端用户享受，由受端受益方承担容量电费，是平衡责任与经济责任相对称的必然要求。

在系统最紧张的尖峰时段，外送电对本地可靠性的挤压更为直接，为可靠性付费的理由更加充分。尖峰时段本就是系统供需余度最薄弱、可靠性最稀缺的时段。若此时外送规模较大，送端系统须支撑的总需求随之抬高，供需余度进一步压缩，本地用户尖峰时刻的限电风险上升。外送电同时占用了系统为保顶峰而维持的高成本备用资源，这类资源平时备用、仅在尖峰调用，单位可靠性成本最高。可靠性是一种稀缺商品，占用越多、付费越应足额。外送电理应像本地用户一样为可靠性保障承担相应容量电费，而非由送端省内用户独自承担。

若外送电不承担相应容量费用，将形成交叉补贴，且这一补贴规模随外送扩大而持续增加。现货连续运行一年间，辽宁省间外送电量达25.52亿千瓦时、同比增长2.4倍。外送规模越大，成本责任越需及时归位，否则既损害省际公平，也不利于外送持续健康发展。

三、健全配套机制，推动省间成本公平负担

辽宁方案的可操作性，集中体现为把“负荷承担成本”的逻辑落实为分摊、考核、对称、传导互认环环相扣的制度链条中。

一是实现分摊主体全覆盖。工商业用户用电量、独立新型储能充电电量、抽水蓄能抽水电量、外送电量四类电量共同分摊容量补偿费用；储能充电、抽蓄抽水环节视同用户承担系统运行费用，外送电不再游离于分摊机制之外，从源头避免费用洼地。

二是实行按效付费、按年清算，考核口径对各类机组统一适用。对煤电机组，无论其以报量报价、报量不报价还是不报量不报价方式参与市场，均在顶峰时段按调度指令考核实际出力，容量补偿与报价方式无关，仅以顶峰时段实际出力为准；因自身原因出力不足的，相应扣减补偿电费。对新型储能等发电时长受限资源，不按铭牌额定容量、而按其在连续高峰中的实际持续供电能力核定有效容量，实施初期以单次连续达到4小时及以上的顶峰时段为考核单元，逐段考核后取平均，既校核高峰起始时的荷电水平，也考核按指令足额放电情况。对计划检修、电网安全约束、不可抗力等非自身原因导致的出力不足，免于扣减。这一安排使容量补偿与机组实际顶峰贡献直接挂钩，防止按装机容量付费、关键时刻却供不上。

三是坚持省间权利义务对称，并推动成本传导与互认。辽宁方案将省间外购电同步纳入，依据合同约定最大送电功率和顶峰时段实际负荷率核定可靠容量并付费，作为受端为外购可靠容量付费、作为送端对外送占用容量收费，送受两端权利义务相互对称。容量成本还需通过省间合同谈判完整纳入报价予以传导，使受端价格反映完整供电成本。外送电在送端已分摊的容量费用，应在受端容量义务核算中确认扣减，防止同一可靠性成本在送、受两端重复收取。从国际经验看，美国PJM等区域电力市场由各负荷责任主体共同承担容量费用、容量义务随负荷分布，其基本逻辑与“谁受益、谁承担”一致。

与此同时，机制建设须守住用户负担底线，防止其演变为推高终端电价的渠道。一方面，辽宁方案建立用户电价承受能力评估制度，将评估结果作为确定补偿标准、编制调节性资源规划和项目核准的重要依据，明确未开展评估的项目不得纳入规划核准、不得给予容量补偿；补偿标准按年度确定、适时调整，370元/千瓦・年仅为2027年试行标准，将根据实施情况动态优化。另一方面，机制引导煤电主要依靠容量收入回收固定成本，不再依赖低谷时段高价电量与新能源争发电量，在新能源大发时段主动让出发电空间。

外送电承担送端省容量电费，实质是对电力可靠性这一特殊商品建立公认的公平定价机制。其内在逻辑一以贯之：政策上，外送电依据1217号文具有送端负荷身份；物理上，其占用的顶峰容量与本地负荷无异；可靠性上，其在最稀缺的尖峰时段同样消耗高成本保障资源。三重逻辑共同指向同一结论——外送电理应承担与负荷相匹配的容量成本。容量成本随可靠性受益归属，平衡责任与经济责任方能对称，电力资源方能在更大范围内优化配置，煤电转型与新能源消纳方能各归其位。辽宁的改革实践，对全国统一电力市场建设具有重要的观察和借鉴价值。