编者按：今年1月，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）出台，为发电侧容量电价机制的深化完善确立了框架。在此基础上，近日辽宁率先落地省级实施文件。作为东北区域电力负荷中心与保供关键节点，辽宁电源结构、供需平衡、保供压力独具特点，方案推动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，为新能源高占比电力市场提供容量改革的参考样本。“电联新媒”策划一组稿件，多维度剖析辽宁方案的核心内涵与设计亮点，以期为各地容量电价机制细化提供可借鉴的思路。
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。
运行成本补偿：为系统安全托底的“第三重保障”
张晓龙
随着新能源装机占比持续提升，电力系统运行的复杂度和不确定性不断加大。在现货市场中，在某些新能源大发时段，市场出清价格低于机组成本，而机组又因系统安全需要不能停机避险，只能在亏损状态下继续运行。长此以往，不仅发电企业经营难以为继，系统安全也将面临根本性威胁。辽宁作为新能源大省，风光资源富集、新能源装机快速攀升，这一问题尤为突出。
为了破解这一现实难题，辽宁省发布《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）），同步执行《辽宁省发电侧可靠容量补偿电费扣减办法》《辽宁省发电侧运行成本补偿实施细则》，与即将推出的《辽宁省电力市场报价替换办法》为电力系统安全稳定运行构建起“三重制度保障”。
一、运行成本补偿的机制内涵与制度设计
运行成本补偿要解决的是一个深层的市场机制问题——现货市场的出清价格，天然覆盖不了机组的一部分真实成本。电力现货市场采用边际定价，出清价格只反映“多发一度电的边际成本”，而启动成本、空载成本这些“不发电也要花的钱”，并不能随电量线性摊入电价。这好比开车，不论路程远近，点火启动的那一刻就要消耗燃油；在启动后，就算是空驶、原地等候，只要发动机不熄火，油也在持续消耗，这笔成本始终都在。火电机组也是一样，一旦启动，启动成本就已经发生，与之后发多少电无关；只要保持运行状态，无论出力高低，空载成本都在持续产生。这类成本在经济学上被称为“非凸成本”。在电力现货市场中，出清软件定价时只能处理线性、单调递增的报价曲线，而机组启停、空载这类“开与关”的二元决策，出清软件无法直接处理，只能将其排除在报价之外；如果让机组把启动、空载成本自行摊进电能量报价，监管又无从验证摊得合不合理，报高了推高电价、损害用户，报低了机组亏损、价格又反映不了机组的真实成本。在国际电力市场的通行做法是通过专门的补偿机制另行回收这些非凸成本，辽宁此次采取的也正是这一做法。
从制度定位看，运行成本补偿与可靠容量补偿相辅相成，共同构成机组成本回收的完整体系。运行成本补偿机制的建立，承担着推动煤电转型、服务新能源消纳的重要使命。过去，煤电为了维持收入，往往在低谷时段依靠高价中长期合同锁定收益，与新能源争夺有限的发电空间，挤压了新能源消纳。随着发电侧可靠容量补偿机制的建立，这种局面正在发生根本性改变——煤电在低谷时段的高价中长期合同将不复存在，取而代之的是一套全新的回报机制：煤电通过可靠容量补偿和运行成本补偿，分别回收自身的固定成本和变动成本，收入有了稳定保障，低谷时段的电量空间自然让给新能源。煤电从与新能源“争电量”转向为新能源“让空间、兜底调节”，是新型电力系统下发电侧定位的根本性转变。
机组运行成本主要包括启动成本、空载成本和电能量边际成本三部分。启动成本是指将发电机从停机状态开机到并网时点产生的成本，涵盖热态、温态、冷态三种工况下的燃料消耗、厂用电、除盐水及环保耗材等费用；空载成本是指发电机维持同步转速、输出电功率为零所需要消耗的燃料成本，只要机组处于运行状态，无论出力高低，这部分成本都持续存在；电能量边际成本是指发电机在一定出力水平增加单位出力所增加的成本，基于机组能耗特性曲线拟合得出。三者之和，就是机组在运行时的实际变动成本。
补偿按日计算、差额补足，体现“补亏不补盈”的原则。之所以按日计算，是因为电力现货市场本身就是按日确定安全约束机组组合及经济调度的，机组的启停和出力安排都以日为单元确定，补偿口径与调度口径保持一致，才能准确反映机组当日的真实盈亏。每日根据机组启动成本、空载成本和电能量边际成本三者之和，与当日实时市场电费进行比较——如果高于市场收入，差额部分由补偿机制补足；如果低于市场收入，差额为负，则不进行补偿。举例来说，某台机组当日启动成本、空载成本和边际成本合计100万元，而实时市场电费收入只有70万元，那么差额30万元由补偿机制补足；反之，如果当日实时市场电费收入达到110万元，则分文不补。这种设计既确保了机组在亏损时段得到托底，又避免了在盈利时段从补偿机制中额外获利。
补偿规则实行分类施策，既保障公平又防范套利。对于非必开机组，启动成本、空载成本和电能量边际成本均取申报值与核定值中的较小值，既尊重主体报价，又防止虚假申报；对于非自身原因必开机组，必开最小出力及以下的成本全部按核定值补偿，防止机组因保障系统安全而产生亏损；对于自身原因必开机组（含供热机组），必开最小出力及以下时段不给予补偿，仅对超出部分按差额补足，避免机组以必开之名、行套利之实。三种情形的区分，让补偿机制既有刚性保障，又不失弹性约束。
二、新能源高比例接入下的成本保障新要求
新能源的快速发展，正在深刻改变电力现货市场的价格形成机制。辽宁是新能源大省，新能源装机规模大、占比高，系统调节压力尤为突出。风电、光伏具有间歇性和波动性，在大发时段，市场供给充裕，电价持续走低，甚至出现负电价。这意味着，在这些时段，机组每发一度电都在亏钱，市场电价已经低于其发电的变动成本。如果是普通商品市场，生产者完全可以选择停产避险，等待价格回升后再生产。但电力市场不同，电力不能大规模储存，系统对实时功率平衡有严格要求，机组一旦停机，可能影响整个系统的安全稳定运行。
为了保障系统安全，机组不得不“亏着钱继续开”。在新能源大发时段，系统仍需要部分火电机组保持开机，承担调频、调压、备用等系统安全功能。辽宁新能源装机规模大、出力波动明显，大发时段火电机组需频繁调节。这种“不能停、不敢停、停了就出大事”的被动局面，让火电机组陷入了一种特殊的经营困境：电卖得越多，亏得越多，但又不能不卖。
机组经营压力的持续加剧，最终将威胁系统安全的根基。短期看，一两台机组亏损运行似乎不影响大局；但长期看，如果所有承担系统调节功能的机组都长期处于亏损状态，企业的现金流会越来越紧张，设备维护投入会逐渐减少，人员队伍稳定性会下降，机组的健康水平和调节能力都会打折扣。更关键的是，当现有机组都活不下去的时候，谁还愿意投资新的调节性电源？系统安全的“家底”只会越来越薄。这正是运行成本补偿机制出台的根本原因——不能让为系统安全“站岗放哨”的机组，因为经济上的不可持续而最终“站不住岗”。
在这种背景下，如果不能为调节性电源建立合理的成本回收机制，不仅现有机组的调节意愿会受到影响，也将制约未来灵活性资源的投资建设。辽宁与广东的制度选择恰好形成了鲜明对照：广东现行规则按小时独立计算补偿，亏损小时即予补足，盈利小时收益却完整保留，而机组愿意在低价时段“赔本运行”，很大程度上正是为了博取高价时段的收入，两部分的盈亏本应合并衡量。同时，广东在分摊侧设置了度电分摊上限，一旦补偿需求集中、分摊资金触及上限，就对机组补偿等比例打折，虽控制了用户侧负担，却可能在新能源大发、现货价格持续低迷、多台机组同时需要补偿的月份，使机组应得补偿被削减，出现“该补补不到位”的问题。辽宁则以自然日为周期，将启动成本、空载成本和电能量边际成本与当日实时市场电费汇总比较，仅对日总计差额为正的部分补足，实现日内盈亏互抵、差额补足，既避免了小时级补偿的过补空间，也未设置类似度电分摊上限，补偿标准在计算层面保持刚性，从而在防止过补和防止补不到位之间取得更好平衡，更能稳定机组为系统安全服务的收益预期。正因如此，运行成本补偿机制，就是要在以日为维度来为机组减亏，让它们在执行调度指令、保障系统安全的同时，不至于亏掉本钱。
三、科学核定与合理分摊的实施路径
成本核定的科学性，决定了补偿机制能否真正补到点上。辽宁省建立了完整的成本调查体系，从企业申报、第三方审核到专家审议，形成闭环管理。发电企业需报送燃料采购合同、性能试验报告、运维工单等全套支撑材料，法定代表人签署数据真实性承诺书；省发展改革委组织资料完整性审查、数据准确性审核和随机现场核查，最终形成《发电机组成本调查报告》。这种“申报有依据、审核有标准、争议有裁定”的制度设计，确保了补偿金额精准反映机组真实成本，既不欠补，也不多补。
费用分摊遵循“谁受益、谁承担”的原则，由全体工商业用户、电网侧独立储能充电电量、抽水蓄能抽水电量和外送电量共同分担。电网侧独立储能充电、抽水蓄能抽水和外送电量，本质上也都是“用电”的用户，它们与工商业用户一样从安全供电中受益，理应一同承担相应成本。这种“广覆盖、均摊薄”的分摊方式，既避免了单一用户群体负担过重，又保证了补偿资金的可持续性。
运行成本补偿机制的落地，将实现三重效果。一是机组经营状态明显改善，变动成本得到合理补偿，不再长期处于亏损运行状态，企业现金流和设备维护投入都有了保障；二是系统调节能力更加可靠，机组从“被动开机、消极运行”转向“主动配合、积极调节”，调度指令的执行效率和质量都会提升；三是煤电转型更有底气，煤电依托容量收入和运行成本补偿安心当好兜底调节电源，更好地服务新能源消纳。三者相互促进，形成“机组活下来、系统更安全、新能源消纳更充分”的良性循环。
运行成本补偿是电力市场体系中不可或缺的安全保障机制。它直面新能源高比例接入下“机组亏着钱保安全”的现实困境，以差额补足为核心手段，以科学核定为制度基础，以合理分摊为可持续支撑，让为系统安全“站岗”的机组收益得到保障、能维持正常经营。当可靠容量补偿让机组“留得住”、运行成本补偿让机组“活得下”，机组的固定成本和变动成本都有了合理回收渠道，新型电力系统的制度安全网就真正织密了。这既是辽宁电力市场化改革的重要一步，也是全国电力系统安全保障体系建设的积极探索。
从“要我顶峰”到“我要顶峰”——容量补偿的行为引导效应
文静轩
2026年，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），提出有序建立发电侧可靠容量补偿机制。在这一政策框架下，辽宁省发展改革委印发《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））及配套政策文件，以可靠容量为补偿依据，将容量收益与顶峰履约相联系，同步建立容量电费扣减、成本调查和运行成本补偿机制，并将适时出台报价替换机制。辽宁的这一探索，着眼于通过合理的收益补偿与履约约束，引导企业持续维持可靠供电能力、主动履行顶峰保供责任，为推动“要我顶峰”向“我要顶峰”转变提供制度支撑。
一、从分类容量电价走向可靠容量补偿
辽宁的容量机制建设已有基础。2024年，辽宁建立煤电容量电价机制，将煤电单一制电价调整为两部制电价，2024—2025年容量电价为100元/千瓦·年，2026年提高至165元/千瓦·年。蒲石河、清原等抽水蓄能电站则执行国家核定的容量电价安排。煤电与抽水蓄能分别按照各自政策获得容量收益，为维持供电和调节能力提供了支持。
分类政策适应了不同资源的发展阶段，但随着新能源和储能发展，系统需要进一步比较各类资源的实际保供贡献。相同装机规模，不一定对应相同的顶峰能力；能够短时提供出力，也不等于能够覆盖整个供电紧张时段。容量价值的衡量因而需要更加关注资源在系统需要时能够持续提供多少有效出力。
发改价格〔2026〕114号文提出，有序建立发电侧可靠容量补偿机制，是在已有制度基础上的进一步完善。辽宁方案据此将公用煤电、符合条件的电网侧独立新型储能及直流通道省间外购电纳入，按顶峰能力统一补偿原则，相关煤电不再执行原容量电价。未来结合电力市场建设情况逐步扩展至天然气发电、抽水蓄能等其他电源。
这一变化使容量补偿的关注点进一步由资源类别转向可靠贡献。对于辽宁而言，既要支持煤电保持支撑能力，也要识别储能和外购电在关键时段的保障价值，引导不同资源共同服务于电力安全供应。
二、电量安排与可靠能力保障共同夯实保供基础
辽宁对保供机制的完善，有着现实背景。2021年9月，辽宁电力供应紧张，连续实施有序用电并出现拉闸限电。当时电煤短缺、部分火电机组缺煤停机和临检等问题，影响了可用出力。这一经历提示，电量安排之外，还必须重视燃料供应、设备状态和关键时段可调用能力。
完善保供机制，需要加强价格对供需及成本变化的响应，并建立针对可靠容量的持续激励。
一是让现货价格能够随供需和成本合理升降。新能源出力充足、供给宽裕时，价格应能够下行，引导常规机组调减出力、储能充电和用户调整用电；供应紧张、边际发电成本上升时，价格也应能够在市场规则范围内合理上行，使增发电量获得相应回报，缓解燃料涨价带来的成本压力。价格能低得下去、也能合理高得上来，才能更有效地引导资源响应系统需求。
辽宁方案将煤电年度中长期交易价格下限调整为现货市场出清价格下限，并推动一定比例中长期合同电量与现货价格联动，使短期供需信号更好传导。对按调度要求运行且符合条件的机组，再通过运行成本补偿弥补规定口径下的成本缺口。现货价格与成本补偿相互配合，有助于降低企业执行保供要求时的经营顾虑。
二是以容量收益支持企业持续维持可靠能力。现货价格主要反映具体时段的电能量价值，企业保持备用、维护设备和保障燃料则需要持续投入。容量补偿可理解为与保供责任相联系的“保底工资”，为这些投入提供相对稳定的收入来源。需要注意的是，容量补偿并非兜底全部固定成本，运行成本补偿也有明确的适用条件和成本认定规则，企业仍需承担经营风险。
三是以容量电费扣减强化顶峰履约约束。辽宁根据机组在全年系统顶峰时段的出力缺额，扣减相应的年度容量电费。这意味着，企业因自身原因未能按要求顶峰，不仅会损失当期发电收益，还可能减少全年容量收入。具体扣减金额根据全年考核时段的履约情况计算，符合规定条件时甚至可被扣减全部年度容量电费。
通过这一安排，维持可靠容量能够获得回报，顶峰履约不足则需承担经济损失，从而促使企业主动做好保供准备。现货价格引导供需响应，容量补偿支持能力维护并强化履约约束，两者相互配合，共同保障关键时段的电力供应。
三、可靠容量补偿机制探索推动企业投资与运营决策调整
可靠容量补偿对企业行为的引导，贯穿投资、准备和运行全过程，推动企业在长期决策中重视容量价值、在日常管理中维持可靠能力、在实际运行中主动履行顶峰责任。
一是投资阶段，从关注发电收益，到统筹电量与容量价值。企业评估新建项目或存量改造时，需要综合测算电能量、辅助服务和容量收益，判断投入能否形成系统需要的可靠能力。可靠容量补偿增加了与供电能力相联系的收入来源，有助于缓解企业对利用小时数下降的顾虑，改善仍具有保供价值的机组持续运营和性能改造的经济性，引导资金投向具有实际顶峰贡献的能力建设。
以储能为例，延长放电时长能否提高容量认定水平、增加补偿收入，需要结合系统顶峰持续时间和当地认定规则评估。“我要顶峰”的动力由此前移至投资决策阶段：企业在评估项目和改造方案时，更加关注可靠供电能力能够形成的长期收益，并据此判断维持和提升顶峰能力的投入价值。
二是准备阶段，从落实保供要求，到主动管理履约风险。机组具备额定发电能力，并不意味着关键时段能够可靠供电。设备健康状况、检修安排和燃料供应，都会影响顶峰能力的实际发挥。容量收入与履约表现挂钩后，设备故障、燃料不足等问题除造成电量收入损失外，还可能引致容量电费扣减，企业维持可靠可用状态的经济动力随之增强。
在“要我顶峰”的要求下，企业按照保供部署落实检修、维护和燃料保障；容量收入与履约表现挂钩后，这些工作也直接关系到自身收益的实现。企业因而有动力提前识别设备和燃料风险，主动比较保障投入与潜在扣减损失，将关键时段可靠可用作为日常经营管理的目标。“我要顶峰”由此体现为保供准备的主动前移。
三是运行阶段，从执行顶峰任务，到统筹履约与经营收益。辽宁由调度机构提前披露供需趋紧时段，为企业准备提供信息条件。常规机组可据此做好启机和出力响应准备；储能则需协调现货交易与容量履约，在关键时段保有足够电量，避免提前放电影响持续顶峰能力。
在新能源出力充足时，企业可以顺应价格信号调减发电或安排充电；在供需趋紧时，则需要在调度要求下及时提供有效出力。此时，企业不仅关注当期发电收益，也要考虑运行安排对容量履约和年度收益的影响。“我要顶峰”体现为遵守市场规则和调度要求前提下的主动准备与可靠响应。
四、完善实施条件使保供激励持续发挥作用
获得容量收入，并不意味着会自动形成有效的顶峰激励。制度能否引导行为，关键在于容量认定、履约考核和收益约束能否合理衔接。
一是容量认定应合理反映设备可用性、持续供电能力及系统需求，否则补偿就可能偏离实际贡献，使企业更加关注扩大名义规模，而缺少改善有效能力的动力。二是顶峰时段应能反映真实保供压力，合理区分企业自身原因与非自身原因，明确调度要求、数据依据和申诉程序，避免因责任边界不清而削弱履约意愿的情况。三是补偿与扣减力度应保持适度，扣减过轻，难以形成有效的履约约束，企业可能缺乏持续维护和提升顶峰能力的动力；扣减过重，则可能使履约风险与补偿收益失衡，削弱企业维持可靠容量和开展长期投资的积极性。四是应兼顾供需关系与用户承受能力。补偿水平应统筹考虑系统需求、市场建设情况和用户承受能力，通过明确、可预期的机制适时调整，避免补偿固化诱导低效扩张。
辽宁方案提出，统筹电力供需关系、用户承受能力和市场建设进展，按年度确定补偿标准，并在补偿电费计算中引入容量供需系数。这表明，企业的容量收益不仅受自身可靠能力和履约表现影响，也与系统供需状况及政策调整有关。企业也不能将阶段性补偿标准直接视为项目全生命周期不变的收益承诺，应审慎评估政策、市场和履约风险。
从“要我顶峰”到“我要顶峰”，是将电力系统保供需求进一步转化为企业经营动力的过程。辽宁探索可靠容量补偿，将现货市场的供需信号、容量收入的能力保障与年度考核的履约约束相结合，有助于推动企业主动建设、维护并兑现顶峰能力。
这一转变的价值，在于让企业日常保持能力有收益依据、关键时段响应有经济动力、履约不足有明确代价。随着相关机制完善，辽宁有望进一步夯实电力保供基础，为新能源消纳和经济社会平稳运行提供更可靠的支撑。
来源：电联新媒