辽宁建立发电侧可靠容量补偿机制解读①

来源：能源中国客户端 时间：2026-11-12 10:23

辽宁以发电侧可靠容量补偿机制 保障新型电力系统建设

——价格改革护航能源转型

　　我国加快构建新型电力系统，推动煤电由基础保障性电源向支撑调节性电源转型，更好发挥兜底保障作用，确保绿电发得出、电网接得住、终端用得好。“十五五” 时期，煤电仍将是保障电力安全稳定供应、促进新能源消纳的重要支撑。按照 “增容量、控电量、促转型” 要求，需要合理调控煤电装机和发电量，推动煤电与新能源融合发展，同步完善煤电容量电价机制，使煤电的调节价值得到合理回报。推进这一进程，关键在于深化煤电收益回报机制改革，引导煤电高峰保供、低谷让出发电空间，促进新能源消纳，这也是当前深化电力体制改革的重要方向。

　　政策出台背景：锚定新型电力系统建设方向

　　辽宁是可再生能源资源富集省份。2026年4月，全省新能源发电装机规模累计突破4200万千瓦，首次超过火电，成为全省第一大电源。然而，新能源装机规模的快速增长也对系统调节能力提出了更高要求。省内可调节性电源不足，叠加高比例新能源出力的波动性、间歇性，加之省间外来电的调节能力有限，导致高峰时段顶峰保供能力偏紧、低谷时段新能源消纳空间受限，结构性矛盾日益突出。2026年1至5月，辽宁电力现货市场实时出清价格触及下限（-100元/兆瓦时）的累计时长达1150小时，占比近三分之一。

　　上述矛盾和负价频现，根源在于系统调节能力不足。解决这一问题，不能简单回避矛盾，而应着眼于切实增强系统调节能力，既要让存量煤电在低谷时段不与新能源争夺电量，又要让调节电源获得合理收益，从电价机制上长效解决高峰保供问题。当前，高比例中长期合约锁定电量规模，客观上保障了煤电在低谷时段的收益，使其缺乏主动让出电量空间的动力，进而挤占新能源发电空间，不利于新能源消纳和绿色低碳转型。同时，分类完善容量电价机制与电能量市场相对独立，未考虑机组在电能量市场的收益情况，容易造成补偿不足或过度激励。因此，辽宁省印发《关于建立发电侧可靠容量补偿机制的通知》（辽发改价格〔2026〕600号），建立与电能量市场相衔接的容量电价机制，推动煤电收益回报机制由电量收入为主转变为容量收入为主、电量为辅，从经济机制上引导煤电在高峰时段顶峰保供、在低谷时段主动为新能源让路，推动煤电向兜底调节电源转型，促进新能源消纳利用。

　　核心制度：统一补偿可靠容量

　　从机制设计看，分类完善容量电价机制，本质上仍是按电源“出身”定价，各类电源各有一套标准，而市场化改革要求按功能定价，而非按出身定价。正是基于这一考虑，可靠容量补偿机制不区分电源类型，只考虑顶峰能力，统一补偿标准，让价格引导规划，让最经济的顶峰能力来服务保供。

　　根据《国家发展改革委 国家能源局关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号），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。判断标准不看电源“出身”，只看能否在全年系统顶峰时段顶得上、顶得住。煤电等可连续调节的电源，顶峰能力按实际上网供电能力确定，即机组额定容量扣除综合厂用电率后的供电能力。电网侧独立新型储能持续供电能力有限，而可靠容量要求电源在全年系统顶峰时段均能顶得上，全年最长连续顶峰时段自然也不例外，因此以其最大放电功率为基础，按该功率可持续时长与全年系统顶峰最长持续时长的比值折算，顶不上就相应打折。省间外来电调节能力有限，则看历史表现，按近3年全年系统顶峰时段该通道送电平均负荷率的最小值折算，体现其顶峰时段实际履约能力。至于新能源和核电，已通过机制电价获得场外收益保障，不再重复补偿；未参与现货市场、难以按调度指令在系统顶峰时段稳定供电的自备电厂，也不纳入补偿范围。

　　机制协同：系统构建新型电价体系

　　电力系统是一台精密复杂的机器，针对物理运行的经济机制设计牵一发而动全身，必须统筹考虑、系统谋划，而不能只盯着某一个点。本次发电侧可靠容量补偿机制改革，正是从系统整体出发，打出一套机制“组合拳”。

　　一是完善省内中长期交易和价格机制，推动煤电向兜底调节性电源转变，提升新能源消纳空间。发电侧可靠容量补偿机制建立后，中长期交易价格下限调整为现货市场出清价格下限，鼓励煤电机组自主签订一定比例电量与现货市场价格联动等灵活定价的中长期合同，2027年底前取消强制中长期签约比例考核要求，防止在高价中长期合约的覆盖下，煤电在现货低价时段与新能源争抢发电空间、用户对现货低价信号不敏感，从而推动煤电自主向兜底调节定位转变，进一步凸显新能源边际成本低的市场竞争优势，真正让现货低价甚至负价信号引导需求侧响应，促进新能源消纳。

　　二是完善省间交易和价格机制，引导外送、外购电力主动关注送受端电力运行情况。外送电在电力电量平衡中视同省内用电负荷，对省内电力系统调节和保供形成影响，让其参与容量补偿电费分摊，旨在推动其公平承担系统运行费等相应经济责任，实现权责对等、公平负担。对于省间外购电，在给予其相应可靠容量补偿的基础上，鼓励省间外购电90%的合同电量执行省内年度中长期交易均价，其余10%的合同电量执行受入关口所在节点的省内现货市场价格，改变以往外送、外购电力“送端管不了、受端没法管”的局面，以经济手段促使其自下而上地关注送受端市场供需形势，履行省间送受电合约，落实政府间协议。

　　三是建立发电侧可靠容量补偿电费扣减机制，以“预购+履约顶峰能力”代替简单考核。其本质是向调节性电源预购顶峰能力，电源在全年系统顶峰时段未能履约的差额部分相应扣减，实行“按效付费、按年清算”。与原有考核方式相比，该机制避免事后“一刀切”考核，精准对接系统顶峰时段需求，体现市场化交易关系，激励电源在系统需要时可靠顶峰。

　　四是建立发电侧成本调查机制，完善成本申报流程。定期收集发电侧成本数据，区分固定成本与变动成本，其中变动成本涵盖启动、空载、电能量边际成本；规范成本申报、审核、争议处理与核验流程，保障成本真实性与及时性，为科学确定容量补偿标准、运行成本补偿参数及报价替换参考水平提供可靠依据。

　　五是适时出台电力市场报价替换机制，取消结算限价，将事后限价转为事前监管。针对现货市场异常报价、行使市场力、价格信号失真等问题，借鉴国际通行的现货市场报价替换机制，依据机组报价与电能量边际成本的偏离程度及对出清价格的影响程度，综合判断后执行事前报价替换，减少对市场定价的干扰，更好维护市场公平竞争，提升价格信号真实性和市场运行效率。

　　六是建立发电侧运行成本补偿机制，为系统安全“兜底”，为保供机组“兜底”。当现货市场价格低于机组发电成本，但为保障系统安全仍需机组启动运行、预留调节裕度时，根据煤电机组运行成本，按日对其实时现货市场收入不足以弥补运行成本的部分损失予以合理补偿。这一机制，着力解决煤电机组为系统安全运行而启动、留裕度时的后顾之忧，让机组在系统需要时敢开、愿开、稳得住，切实增强电力安全保供能力；同时，为组织保供提供有力经济手段，使调度指令有效落地，充分调动机组参与保供的积极性，夯实电力系统安全稳定运行基础。

　　七是建立用户电价承受能力评估制度，把民生承受力作为电力规划的重要考量。电价承受能力评估不能等到改革推进后再“事后算账”，而应在规划阶段就关口前移、提前把握。统筹考虑实体经济承受能力和用户电价水平，兼顾国民经济平稳运行和人民生活水平提高，将评估结果作为确定可靠容量补偿标准、制定电力系统调节能力及新能源和新型储能发展规划及方案、核准抽水蓄能等项目的重要依据，从源头上推动发展规划与用户电价水平相衔接。

　　辽宁在全国率先搭建电力市场化价格机制 “四梁八柱”，输配电价机制、现货市场、辅助服务市场、可靠容量补偿机制协同推进。充分竞争的现货市场价格、新能源和核电的机制电价、调节性电源的可靠容量补偿机制，共同构成新型电力系统发电侧收益回报机制。以制度建设引领系统建设，让机制先于建设就位、制度先于需求备好，为新型电力系统建设切实提供制度保障，通过经济手段引导新型电力系统的发展规划加快在辽宁落地。辽宁正以可靠容量补偿机制筑牢新型电力系统建设根基，以价格改革护航能源绿色低碳转型。（中国华电集团吴敏杰）

实习编辑：王雪聪