各类型机组的场外容量补偿机制，虽然尚未迈入容量市场的市场化阶段，但足以对各类电能量市场的结果带来影响。
年初国家下发了114号文，这也是2026年目前最重要的电力行业文件。新型电力系统的最大特征就是以新能源为主，而新能源场站的最大特征就是资本密集，寿命周期内固定成本占比高。因此，用户缴纳的电费中，将有更多部分用于补偿固定成本而不是变动成本。
所以研究学习容量机制的一个好抓手就是建立与电力系统有关的成本观念，这里不仅有体现厂级成本的平均化度电成本LCOE，还有电力系统整个的系统级成本。
回顾114
114号文的内涵大致分为4大块内容，两个与容量有关，一个与中长期有关，一个与储能的结算价格有关，我们重点关注前两者。
首先是文件要求完善的容量电价机制，该机制以同类型机组为单位，一类一议，即煤电、气电和抽水蓄能机组按照经营期定价法，考虑合理收益率的前提下，计算得出经营期内每年应拨付的容量费用，以单位装机容量每年的容量价格形式来呈现。
三类机组中，煤电机组全国范围定价，目前核定结果是330元/千瓦·年，依照的是先进机组的建造水平；气电机组的容量电价测算则交给了各省，由省级价格主管部门根据本省以及不同燃气机组类型来确定；抽水蓄能机组更细，达到了一站一议的程度，因为不同机组所处的地理位置不同，开发难度不同，但也对新进的抽蓄机组提出了容量电价的约束，不得超过本省已核定机组的容量价格。
既然三类机组通过容量电费就可以收回投资成本并覆盖人工、维修等固定成本，那么其参与电力市场所获取的其它收益就是纯赚了么？显然不能。
对于依然具有不俗燃料成本的煤电和气电机组来说，收入的大头转向容量电费后，其在中长期以及现货市场内的收入目标即应调整为覆盖燃料成本，但这种转型需要依靠政策和市场结果引导，是一种自发行为，绝对不是道德感知下的自觉行为。
所以114号文还是花篇幅提及了一些有关煤电中长期合约的修改建议，包含签约电量比例下限和签约价格下限的放开以及合约价格与现货价格的联动等等。
对于抽水蓄能机组，目前参与市场化交易所获取的抽发电量收益也无法成为该机组全部的利益，需要按一定比例与工商业用户分享并抵扣同期容量电费。
可以享受容量电价的还有电化学独立储能，虽然也是放在容量电价机制里，但不论是形式还是实质上，当前的储能容量电价机制严格来讲名与实不符。
我们先看形式，参考其他类型机组容量电价单位（元/千瓦），需要根据不同配储小时数将额定充放电功率进行折算，这个折算系数等于额定最大连续放电小时除以当地公布的顶峰时段连续小时。
而对应单位千瓦容量的价格，并没根据独立储能自身的造价来测算，反而选择了当地当年执行的煤电容量电价。所以说独储的容量电价机制是一种伪容量电价，只是名字叫这个而已。
不过折算系数的推出，也引出了有关容量机制的下一阶段，即可靠容量补偿机制。
所谓可靠容量，就是指在系统顶峰时段，各类型机组能够稳定提供的可用容量，虽然各类机组都有自身的额定容量，但这个数值并不等同于规则定义的可靠容量。
首先可靠容量考核的是机组向系统提供的容量能力，而不是自己发电的容量能力，那么要扣除厂用电率。
其次根据不同的类型，火电机组只要燃料够，就一直可以提供足额的容量供给，但是储能类的机组因为能量源有限，是否能满足任意连续顶峰时段的容量供给还要看自身持续顶峰小时数和系统所需小时数之间的比例关系。这个比例就是容量电价机制中的那个折算系数。
至于单位可靠容量的补偿价格，参考当地长期边际机组无法通过电能量和辅助服务市场回收的固定成本，并根据当地供给最紧张时刻（净负荷最大时刻）下的供需比进行折扣。
也就是可靠容量补偿机制并非容量电价机制那样一类一议，而是通过系统运行数据将各类型机组所能提供的容量价值按照同一标尺进行定价。相较于容量电价机制，可靠容量补偿机制有更强的考核和事后找补。
机组申报的有效容量上限为规则计算得出的可靠容量，但在事后运行数据发布后，真正顶峰时段内各类机组实际提供的出力才是最终清算容量电费的依据。所以这也是一项场外机制影响场内交易的典型例子。
而且随着各地114号文的落地以及逐步迈入第二阶段即可靠容量补偿机制，工商业用户电费中，负责承担这部分容量补偿的费用也会越来越多。一个因顶峰而起的费用，反而由全部电量来承担就有些错配，这也是我为何一直提及用户侧价格机制肯定会发生变化的原因。
成本观念
研究与容量机制有关的内容就离不开对电力系统各环节成本的理解，尤其是源侧的成本，这里不仅包含自身的固定成本和变动成本，还包含了因为新型电力系统建设，某类电源接入系统后所带来的系统整体成本的变化。
成本核查也成为各地价格主管部门每年的重点工作，因为容量机制需要补偿标准，新能源也需要通过成本核查来确定本年度机制电价竞价的上下限，一些与燃料成本有关的核查也不能少，这涉及到如何界定启动成本和空载成本申报限值，如何界定火电运行成本补偿时需要参照的核定度电成本。
再从宏观的视角看，整个电力系统的规划实际上也是一个约束下的优化问题，和现货市场出清的逻辑是一致的。只不过这个时间尺度更大，受到约束的条件也更复杂，虽然依然以成本目标最小化为目标，不过这里的成本已经不仅仅是发电成本最小化，而是系统成本最小化，是要把电网成本放进来一并考虑的。
而且约束条件更体现在政策和经济方面，前者在于脱碳目标，产业发展目标和部分类型机组份额的优先级等，后者体现在碳排放价格、燃料价格等。
那么从辅助服务看系统运行，从容量机制看系统成本就应该成为我们的习惯。上篇辅助服务里我们推介了一些教材，有关电力市场与电力系统。在本篇有关成本的内容里，我们一并推荐一份报告便于大家更好地理解电力系统的供给成本。
这就是国际核能机制NEA5年一次推出的成本报告《The Costs of Generating Electricity 2025》，最新版本为去年9月发行的2025年版本，见共学群共享文档。
虽然此报告依然以不同地区、不同类型发电机组的LCOE为研究对象，但在近5年的两份报告中，逐步增加了厂级成本与电力市场、与系统成本之间关系的论述，对我们全面了解电力供给有重要的指导意义。
