辽宁建立发电侧可靠容量补偿机制解读③

来源：能源中国客户端 时间：2026-11-12 10:23

火电运行成本“三驾马车”

启动成本、空载成本与边际成本

　　在新型电力系统建设进程中，火电凭借灵活调节、兜底保供的核心作用，是新能源高比例渗透下保障系统安全稳定运行的压舱石。长期以来，国内火电成本核算存在理念滞后、管理粗放问题，行业多采用平均成本进行笼统测算，简单依据发电量核定能耗开支，忽视机组启停、并网待机等全工况差异化消耗，难以客观体现火电调节服务的真实价值。近日，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），配套执行的《辽宁省发电侧运行成本调查实施细则》筑牢核算根基，打破传统平均成本的固有局限，清晰界定启动成本、空载成本、电能量边际成本三类动态运行成本；《辽宁省发电侧运行成本补偿实施细则》以此为基准构建补偿机制，打通成本核定到收益补偿的完整链条。深入把握三类成本的内涵与核算逻辑，用好调查、补偿两项配套细则，对健全新型电力市场价格体系、公允体现火电调节价值、保障电力系统低碳安全高效运行具有重要支撑作用。

　　一、三类运行成本的基本内涵

　　火电机组的完整运行链条可划分为启动并网、并网待机与负荷增加三个核心阶段，不同阶段对应的资源消耗与设备损耗规律截然不同，由此衍生出三类相互独立又互为补充的运行成本，共同搭建起火电全工况运行成本的完整框架，还原了火电运行的真实成本面貌。

　　其一，启动成本对应机组从完全停机状态恢复至并网可用状态的全过程投入，属于按次发生的运行成本。机组停机时长直接影响设备余热水平与工况状态，进而左右重启过程的消耗规模。通常按停机后设备温度状态分为热态启动、温态启动和冷态启动。热态启动时，机组本体余温较高，重启所需的燃料、水资源、厂用电及辅助蒸汽消耗相对较少。温态启动时，设备温度逐步回落，启动消耗随之上升。冷态启动时，机组彻底冷却，需要完成完整的升温、升压流程，资源消耗与设备磨损会显著增加。整体来看，机组每一次启停操作都会产生专属消耗，涵盖燃料投入、介质耗用、环保耗材以及启停相关设备损耗等多个方面，成本额度随启停工况动态变化。

　　其二，空载成本是发电机维持同步转速、输出功率为零时所需承担的成本。进一步来看，空载成本并非仅在机组零出力状态下产生，而是机组并网后持续发生的基础性消耗。机组一旦并网，无论有无出力、出力大小，均需消耗燃料以维持同步转速，同时产生设备损耗等相关成本，燃料消耗为其主要构成。从特性曲线来看，以机组出力为横轴、燃料消耗量为纵轴，出力为零时曲线与纵轴的交点，对应的燃料消耗即为空载燃料消耗。换言之，空载燃料消耗是机组并网运行的基础燃料开销；当机组出力提升，总燃料消耗则在该基础上叠加边际燃料消耗。综上，空载成本随并网运行时长持续累积，是火电机组并网运行不可忽视的基础投入。遗憾的是，当前除少数地区外，多数地区市场规则尚未对空载成本予以考量，火电企业相关利益因此受损。

　　其三，电能量边际成本聚焦机组发电出力调整的增量消耗，是按电量变化的动态运行成本。在机组最小技术出力至额定容量范围内，发电出力每提升一单位，都会带来燃料、除盐水、厂用电、环保耗材及化学药剂等增量支出。不同出力水平下，机组能耗效率存在差异，单位电能对应的新增消耗并不固定，因此电能量边际成本随出力水平动态变化。也正因如此，电能量边际成本能够反映新增电能的生产消耗，是电力市场电能量定价的重要参考依据。

　　二、火电运行成本补偿的内在必要性

　　从电力市场运行的底层逻辑与现实约束来看，仅以边际成本为核心的电能量定价体系，天然无法完整覆盖火电全工况的运行投入。受定价机制自身属性局限、电网安全运行强制约束、调度与定价环节规则差异等多重因素叠加影响，火电部分真实发生的运行成本难以通过市场化电价足额回收，形成系统性的收支缺口。建立配套的成本补偿机制，并非针对行业的特殊扶持，而是修正市场定价偏差、还原电源服务完整价值、保障电力系统稳定运行的客观要求。

　　第一，电能量市场采用边际成本定价机制，天然存在启动成本与空载成本的回收缺口。启动成本随启停产生，空载成本随机组待机时长按小时累积，二者均不随发电出力线性变化，无法体现在边际出清价格中。但在机组组合的调度决策环节，这两类成本本就是核心考量，会直接影响启停方案，并在实际运行中真实发生。这类不随出力连续变化的成本属于非凸成本，边际定价无法自动覆盖，一般可通过成本补偿方式解决。

　　第二，某些机组因电网原因被调度机构确定为必开机组后，其运行成本难以通过市场出清价格足额回收，形成系统性收支缺口。必开机组的必开出力段不参与市场边际定价，其运行成本无法体现在市场出清价格中，实际结算收益往往低于申报运行成本。这部分缺口并非源于机组自身经营决策或运行效率问题，而是电力系统为保障安全运行产生的客观成本，应当通过机制予以合理补偿。随着新能源装机占比持续提升，电力系统运行的随机性与波动性显著增强，需要保留足够规模的火电作为调节电源与备用资源。新能源出力不足时，火电需快速提升出力填补供电缺口；新能源大发时段，火电需长时间保持最小技术出力运行。无论具体运行场景如何，只要是基于电网安全需求产生的必开机组，其因强制运行形成的成本缺口均应纳入补偿范围。若机组因自身运行需求或供热任务等原因被列为必开机组，相关成本损失由机组自行承担，不纳入补偿范畴。

　　第三，经济调度与定价环节的惩罚因子设置差异，会常态化制造边际成本收益缺口。电力市场运行中，调度阶段和定价阶段对输电断面越限的处理逻辑存在差异。调度环节以系统安全为首要目标，对线路越限设定的惩罚因子通常较高，以确保调度计划满足安全约束；而定价环节会将惩罚因子恢复至常规水平，以维持价格的合理性和可解释性。这一差异导致部分在调度阶段因安全原因被高价调用或压出力的机组，在定价阶段无法获得与其调度指令相匹配的价格信号，出现收益缺口。PJM的市场监督报告指出，输电约束惩罚因子直接影响市场价格，调度环节对线路额定值的干预会显著影响价格形成。当调度阶段使用的惩罚因子与定价阶段不一致时，被调度机组的高价段可能按较低价格结算，形成系统性的收益偏差。这类偏差源于市场规则设计本身，并非机组经营行为所致，需要通过补偿机制予以修正。

　　三、火电运行成本补偿的通用运行逻辑

　　基于三类变动运行成本的形成特征以及电力系统的运行特点，结合国际成熟电力市场运行经验与我国实际情况，形成一套科学完善的补偿运行体系。整套体系以成本收益精准匹配为核心原则，通过精细化核算、差异化取值与公共化分摊的系统设计，实现成本补偿的合理有序落地。

　　首先，市场以单日为周期开展收支平衡核算，以此构建补偿机制底层逻辑。汇总机组当日全部启动、空载及电能量边际成本，与实时市场收益进行整体比对。若机组实际运行投入高于现货发电收益，对差额部分予以补偿。当发电收益可覆盖全部变动成本，则不触发补偿。整套机制坚持据实补差的市场化原则，既保障机组合理收益，又防止超额补偿扰乱市场秩序。然而当前多地补偿逻辑存在偏差。

　　然后，结合机组不同开机动因，设置了梯度化的成本核定规则，保障补偿公平性。依托市场需求自主启停的机组，运行决策完全依托市场信号引导，各类成本参数会取企业申报数值与行业核定数值中的较低值，充分贴合市场化竞争规则。因电网安全、新能源消纳等外部公共需求被动开机的机组，承担着系统兜底的核心职能，启停与必开出力段产生的运行成本，均按照真实核定标准足额核算，保障公益性投入足额回本。针对自身供热、设备运维等内部需求开机的机组，刚需运行区间的成本由企业自行承担，仅超出刚需出力的市场化发电区间，可享受对应的差额补偿，实现权责高度匹配。

　　最后，明确补偿资金实行用户侧分摊原则。启动成本、空载成本、电能量边际成本均在市场出清阶段已统筹考虑，是维持全网稳定运行的必要支出，属于覆盖全系统的公共品，理应由用户承担。因此，向用户侧分摊既是成本回收的合理方式，也是保障电力系统安全稳定、推动电力市场公平高效运行的必要制度安排。当前多地规则存在不合理之处，山西、吉林将运行成本补偿费分摊至发电侧，陕西更是将运行成本补偿全部由用户承担，对发电主体利益造成明显损害。

　　启动成本、空载成本、边际成本“三驾马车”共同构筑起火电全工况动态运行成本体系，精准还原了火电灵活调节、兜底保供的真实价值。辽宁创新落地成本调查与补偿配套机制，打破了传统平均成本的粗放核算模式，补齐电力市场定价短板、理顺火电成本收益逻辑，稳固了系统灵活调节能力，为全国新型电力系统市场化、低碳化高质量发展提供了优质地方范本。（中国华电集团宋周健）

实习编辑：王雪聪