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五、容量补偿标准 各类电源实行统一的容量补偿标准。初期容量补偿标准参考《关于建立煤电容量补偿机制的通知》(发改价格〔2023〕1501号)，衔接现行燃煤燃气实际补偿标准确定，2026年统一容量补偿标准按185元/(千瓦·年)执行。后期，容量补偿标准按照回收边际机组全部或一定比例固定成本计算确定，由省级价格主管部门根据市场运行情况、机组建设成本等调整确定。 六、容量电费结算 (一)计算方式。容量电费按机组申报容量、容量供需系数和容量补偿标准三者乘积确定。发电机组按月向电网申报容量，申报容量不得超过其可靠容量，电网企业计算容量电费并按月结算。 (二)分摊方式。容量电费按照月度纳入容量电费补偿范围的发电机组的外送电量(不含直流配套电源)和省内全体工商业用户月度用电量比例分摊，由电网企业按月发布、滚动清算。其中，外送电量对应容量电费统一纳入外送交易电价，通过外送交易实现费用补偿。省内工商业用户对应的容量电费由全体工商业用户按当月用电量比例分摊，由电网企业负责收取。分摊容量电费纳入系统运行费用，在系统运行费用科目中下设“发电侧容量补偿电费”项，其下增设“新型储能容量电费度电水平”“光热容量电费度电水平”“缺口容量电费返还度电水平”子科目，现行“燃煤容量电费度电水平”“气电容量电费度电水平”科目归并至“发电侧容量补偿电费”下，实行单独归集、单独反映。 (三)费用考核。健全可靠容量补偿机制后，从严强化考核约束。结合各类机组出力特性，分类制定缺口容量电费核算办法，规范优化考核流程，做到考核结果公开透明、有效运用。对未达到考核要求的机组，依规扣减可靠容量补偿费用，倒逼机组提升生产运行质效，增强顶峰保供能力，充分发挥容量电价政策引导作用，确保享受容量补偿电费的机组切实履行电力安全保供职责。机组最大出力申报、核定及考核等具体规则另行制定。 七、保障机制 (一)强化政策协同。外送配套电源容量不纳入本省发电侧容量补偿范围。已纳入可持续发展价格结算机制等享受其他政策保障的容量，不再纳入本省发电侧容量补偿机制。燃煤发电、天然气发电现行补偿容量统一调整为本机制确定的可靠容量。参与配套储能的新型储能电站不纳入容量补偿范围，按规定平等参与电力市场交易。抽水蓄能电站建成投运后，按照国家政策规定有序纳入容量电价机制。 (二)强化成本价格监测。省发展改革委定期开展各类电源固定成本、度电成本测算工作并向社会公布。统筹推进电价水平常态化监测，综合考量发电成本变动、电力系统供需形势及社会经济承受能力，建立健全容量补偿机制。容量补偿标准、容量供需系数、各类电源可靠容量等相关参数，原则上按年度制定并公布;执行期间，如电力供需形势等发生重大变化，将及时予以调整。电网企业及第三方专业咨询机构应积极配合，做好相关评估工作，保障机制平稳运行。 (三)强化项目清单管理。本机制适用发电类型的具体项目清单，由省发展改革委、省能源局审核认定后发布，并抄报国家能源局派驻监管机构。省发展改革委、省能源局对项目清单实行动态调整。严禁电网企业对清单以外的项目给予容量电价补偿。 (四)强化市场监督管理。省发展改革委会同国家能源局西北监管局、省能源局，强化对容量补偿机制执行情况及电能量市场申报价格的监管力度，定期组织开展电力现货市场仿真模拟等工作，动态监测发电成本回收进度与成效，确保机制规范落地、执行到位。 (五)建立电价评估制度。省发展改革委会同省能源局建立用户经济承受能力评估制度，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、方案等，核准抽水蓄能、光热等新增调节性电源项目的重要依据。未开展用户经济承受能力评估的相关项目，不纳入规划及核准，不给予可靠容量补偿。 (六)强化政策宣传。各级发展改革部门、电网企业、发电企业、售电公司要切实强化政策解读与宣传引导，面向电力用户深入阐释容量补偿机制在支撑可调节电源发挥调节作用、推动能源绿色低碳转型等方面的重要意义，主动回应社会关切，助力政策平稳落地。 本机制自7月7日施行，有效期自2026年7月7日至2031年7月6日。相关政策与本机制不符的，以本机制为准。 |
