根據(jù)2023年國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)的《關于建立煤電容量電價機制的通知》(發(fā)改價格〔2023〕1501號)，2026年起，各地通過容量電價回收固定成本的比例將提升至不低于50%，這一比例較于2024-2025年多數(shù)地區(qū)的30%，實現(xiàn)了大幅躍升。這一調整并非簡單的電價上浮，而是我國電力市場改革進程中的關鍵節(jié)點，標志著煤電從“電量提供者”向“容量支撐者”的轉型進入深水區(qū)。

數(shù)據(jù)顯示，2024年作為煤電容量電價政策正式實施的第一年，全國煤電機組累計獲得容量電費950億元，折度電容量電價2.07分/千瓦時，主要發(fā)電企業(yè)容量電費獲取率接近90%。隨著2026年調整窗口的開啟，這一數(shù)字將迎來顯著變化，進而對煤電企業(yè)、新能源企業(yè)、電網(wǎng)公司、電力用戶乃至儲能產(chǎn)業(yè)產(chǎn)生深遠影響。

一、容量電價：為何而生?如何計算?

要理解2026年煤電容量電價的調整，首先必須厘清容量電價的核心內涵。

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從“單一制”到“兩部制”

“單一制電量電價”模式下，發(fā)電企業(yè)的收入與其實時上網(wǎng)的電量直接掛鉤，奉行“多發(fā)電、多收益”的商業(yè)邏輯。這一模式在電力供需關系穩(wěn)定、煤電作為基荷電源的時代行之有效。

然而，隨著可再生能源占比激增，煤電的核心價值轉變?yōu)樵陉P鍵時刻提供瞬時、可靠的電力和靈活的調節(jié)能力。在此背景下，“兩部制電價”應運而生。而“容量電價”是“兩部制電價”的一部分。所謂“兩部制”，就是將煤電企業(yè)的收入拆分為兩個獨立的部分：

容量電費(容量收入)：代表對發(fā)電企業(yè)“提供并維持發(fā)電能力”這一服務的補償。只要機組符合調度要求，處于隨時可啟動的狀態(tài)，無論它是否實際發(fā)電，都能獲得這部分收入。其計量單位是“元/千瓦·月”或“元/千瓦·年”，付費的是“能力”本身。

電量電費(電量收入)：代表對發(fā)電企業(yè)“實際發(fā)出電能”的補償，通過市場競爭形成價格，計量單位為“元/千瓦時”。

簡單來說，容量電價是為“可靠容量”付費，電量電價是為“實際電量”付費。

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容量電價產(chǎn)生的必要性

在可再生能源占比不高的時代，煤電機組利用小時數(shù)高，依靠電量收入足以覆蓋成本并盈利。但如今，形勢已變：

煤電功能定位轉變：煤電正從過去的“主力電源”轉變?yōu)?ldquo;調節(jié)性電源”和“支撐性電源”。其主要任務不再是持續(xù)滿負荷發(fā)電，而是在風光不足時快速頂上去，在負荷低谷時靈活降下來，成為電網(wǎng)的“穩(wěn)定器”和“備份電源”。

固定成本回收困境：火電企業(yè)的折舊、利息、人工等固定成本占比很高。利用小時數(shù)大幅下降后，電量收入銳減，無法覆蓋固定成本，導致行業(yè)性虧損。沒有合理的回報，企業(yè)就沒有動力投資新建機組，甚至沒有意愿維護現(xiàn)有機組，最終危及電力安全。

激勵保障系統(tǒng)可靠性：容量電價機制直接激勵發(fā)電企業(yè)保持機組的良好狀態(tài)，及時進行環(huán)保改造和靈活性改造，確保在電網(wǎng)需要時“開得起、頂?shù)蒙?rdquo;。它購買的是整個電力系統(tǒng)的“保險”。

因此，容量電價機制不是保護落后產(chǎn)能，而是對煤電在新型電力系統(tǒng)中不可替代的“兜底保供”和“靈活調節(jié)”價值的公允定價，是保障能源安全的必然要求。

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容量電費怎么計算?

容量電費的計算遵循一個清晰的核心公式：

某機組當月容量電費=國家核定的容量電價率×該機組合規(guī)可用容量

容量電價率(元/千瓦·月)：這是關鍵參數(shù)。它并非隨意設定，而是基于對全國煤電行業(yè)典型機組的固定成本進行核算后得出的。計算公式為：

容量電價率=(全國煤電機組年平均固定成本×容量電費比例)/12個月

舉例說明：假設經(jīng)核定，全國煤電機組年平均固定成本為330元/千瓦。在2024-2025年過渡期，容量電費比例為30%。

年容量電價率=330元/千瓦·年×30%=99元/千瓦·年

月容量電價率=99元/千瓦·年/12月=8.25元/千瓦·月

到了2026年，比例提升至50%，則：

年容量電價率=330元/千瓦·年×50%=165元/千瓦·年

月容量電價率=165元/千瓦·年/12月≈13.75元/千瓦·月

可以看到，2026年的調整，核心就是把這個“率”大幅提高了。

合規(guī)可用容量(千瓦)：這不是機組的銘牌容量，而是需要扣減的。如果機組因自身原因(如故障、檢修不及時)導致在電網(wǎng)需要時無法投運，或者不服從調度指令，其當月可獲得的容量就會被相應扣減。這體現(xiàn)了“獎懲分明”的原則，激勵企業(yè)做好運維。

二、各地區(qū)執(zhí)行情況與差異

我國能源稟賦和轉型進度區(qū)域差異顯著，容量電價實施“基礎統(tǒng)一、區(qū)域差異化”的階梯式推進，兼顧政策方向與地方實際。

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2024-2025年各地區(qū)執(zhí)行情況

在2024-2025年，多數(shù)地方的回收比例為30%左右，即每年每千瓦100元，涉及北京、上海、江蘇、浙江、山東、廣東、天津、河北、山西等26個省級電網(wǎng)。這些地區(qū)電力需求大，但可再生能源發(fā)展也較快，煤電在轉型過程中需要逐步降低比重，因此回收比例相對適中。

部分煤電轉型較快區(qū)域回收比例為50%左右，包括河南、湖南、重慶、四川、青海、云南、廣西等7個省級電網(wǎng)，執(zhí)行容量電價為每年每千瓦165元。這7地能源轉型速度較快，對煤電機組兜底保障需求較突出。例如，四川和云南水電資源豐富，但在枯水期仍需要煤電作為補充電源，因此對煤電的容量支撐作用依賴較大，回收比例也相應較高。

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2026年及以后各地區(qū)調整情況

2026年起，各地容量電價回收固定成本比例將提升至不低于50%。云南、四川等煤電轉型較快地方比例提升至不低于70%。這些地區(qū)在能源轉型過程中，雖然可再生能源發(fā)展迅速，但考慮到電力系統(tǒng)的穩(wěn)定性和可靠性，仍需要較高比例的煤電容量作為支撐。

甘肅省發(fā)改委于7月14日發(fā)布《甘肅省關于建立發(fā)電側容量電價機制的通知(征求意見稿)》，煤電機組、電網(wǎng)側新型儲能容量電價標準暫按每年每千瓦330元執(zhí)行，執(zhí)行期限2年?！锻ㄖ肥侨珖讉€省級層面獨立制定的容量電價機制，對煤電進行全容量固定成本補償，固定成本回收比例從原來的30%升至100%，實現(xiàn)煤電固定成本補償“一步到位”。

此外，安徽、廣東已發(fā)文明確，煤電機組容量電價由100元調整為165元/千瓦·年(含稅)，寧夏也征求意見，煤電機組、電網(wǎng)側新型儲能容量電價標準2026年1月起按照165元/千瓦·年執(zhí)行。

三、對電力市場主體有哪些影響?

2026年容量電價比例不低于50%的調整，將打破電力市場原有利益平衡，對各主體產(chǎn)生深遠影響，推動生態(tài)鏈重構，形成“利益再分配、角色再定位、模式再創(chuàng)新”的格局。

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對煤電企業(yè)：從“求生”到“謀變”

這是最直接、最深刻的受影響主體。

經(jīng)營狀況根本性改善：50%以上的固定成本通過容量電費回收，意味著煤電企業(yè)獲得了穩(wěn)定、可預期的“保底收入”。這極大地緩解了行業(yè)的虧損壓力，使企業(yè)從“求生”的掙扎中解脫出來，有能力去“謀變”。

角色定位與盈利模式重塑：煤電企業(yè)的核心KPI將從“多發(fā)小時數(shù)”轉向“高可靠性”和“強靈活性”。企業(yè)會更有動力投資于機組靈活性改造、智慧運維和延壽技術，因為確保機組“隨調隨起”是獲得全額容量電費的前提。其盈利模式從“賣電量”變?yōu)?ldquo;賣可靠容量+賣調節(jié)服務”。

市場競爭行為改變：在電力現(xiàn)貨市場中，由于固定成本已大部分被覆蓋，煤電可接近燃料成本報價，壓低非高峰時段出清價，高峰時仍主導價格，形成“低谷低價、高峰穩(wěn)價”特征。輔助服務市場成為新利潤點，調峰能力強的機組可獲額外收益，拉大盈利差距。

戰(zhàn)略分化加速優(yōu)勝劣汰：優(yōu)質機組會憑借其高可靠性、快速響應能力，不僅在容量市場獲利，還能在輔助服務市場(調峰、備用等)獲得超額收益。而老舊機組，即使有容量電費支撐，也可能因頻繁被扣減容量或無法在電量市場競爭而最終被淘汰。

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對新能源企業(yè)：機遇與挑戰(zhàn)并存

容量電價雖針對煤電，卻對新能源產(chǎn)業(yè)產(chǎn)生深遠間接影響，機遇與挑戰(zhàn)并存，推動行業(yè)從“規(guī)模擴張”向“質量提升”轉型。

機遇在于并網(wǎng)消納“天花板”抬高：容量電價為新能源的快速發(fā)展掃清了一個巨大障礙。過去，電網(wǎng)因擔心穩(wěn)定性而對新能源接入有所顧慮。現(xiàn)在，有了可靠的煤電作為備份，電網(wǎng)可以更放心地接納更高比例的不穩(wěn)定能源。

挑戰(zhàn)來自市場競爭加劇：如前所述，煤電機組在現(xiàn)貨市場的低價競爭，會拉低平均電價水平。這意味著，新能源企業(yè)在參與市場化交易時，可能面臨更低的簽約電價，對其收益預期構成挑戰(zhàn)。

對配套儲能的要求凸顯：容量電價顯性化新能源波動的“外部成本”，電網(wǎng)和用戶更關注其“可預測性+可調節(jié)性”，推動項目從“裸奔并網(wǎng)”轉“源網(wǎng)荷儲一體化”。2026年起新建項目配儲比例或從10%-15%提至20%以上，企業(yè)將強化發(fā)電預測精度，提升市場競爭力。

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對電網(wǎng)公司：角色轉型與責任加重

容量電價將電網(wǎng)推向市場核心，調度模式、責任邊界和規(guī)劃思路全面變革，從“電力輸送者”轉為“系統(tǒng)資源整合者”。

調度運行模式變革：電網(wǎng)調度中心需要從傳統(tǒng)的“計劃調度”向“市場化調度”精細轉型。它不僅要負責安全穩(wěn)定運行，還要成為容量資源的“大管家”，需要對每一臺受補償煤電機組的性能、狀態(tài)了如指掌，并對其進行科學、公正的考核。

保供責任與成本疏導壓力：電網(wǎng)企業(yè)是容量電費的“收集者”和“支付者”。它負責向用戶側收取容量電費，并支付給發(fā)電企業(yè)，這使其處于輿論和監(jiān)管的中心。

規(guī)劃思路調整：在電網(wǎng)規(guī)劃中，對新建輸電線路的必要性評估需要加入新的維度。由于本地煤電的可靠性得到保障，一些長距離輸電線路，其經(jīng)濟性可能需要重新評估。

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對電力用戶：為“可靠性”買單的時代來臨

電價結構的變化：終端用戶的電費賬單將清晰地出現(xiàn)“容量電費”這一項(特別是對于工商業(yè)用戶)。這意味著，用戶開始為自己所需的“隨時可用的電力”這一可靠性服務直接付費。

用電成本的結構性上升：在短期內，由于增加了容量電費這一塊新的成本，全社會平均用電水平可能會有所上漲。

激勵用戶側管理：長期看，容量電價機制會傳導至用戶側，催生更精細化的電價套餐(如分時電價峰值更高)，從而激勵用戶調整用電習慣，在高峰時段減少用電，或者投資建設用戶側儲能、分布式光伏等，以降低自身的容量電費負擔。它為綜合能源服務、需求側響應等新業(yè)態(tài)創(chuàng)造了巨大的市場空間。

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對儲能產(chǎn)業(yè)：迎來容量補償“紅利期”

獨立市場主體地位獲認可：甘肅、寧夏等多地已明確將電網(wǎng)側新型儲能納入容量電價補償范圍，標志著其作為電力系統(tǒng)獨立可靠容量提供者的身份正式獲得政策認可。

商業(yè)模式實現(xiàn)根本性突破：獲得容量電費意味著儲能項目除了獲取電量電費和輔助服務收入外，新增穩(wěn)定的容量電費來源，大幅改善投資回報周期。其商業(yè)模式將從過去依賴“電量電費+輔助服務”的單一模式，升級為“容量電費+電量電費+輔助服務收入”的多元化盈利結構。

技術性能要求同步提升：將對儲能的系統(tǒng)性能、運維質量和調度服從性提出更高要求。激勵企業(yè)優(yōu)先采用技術成熟、循環(huán)壽命長、性能衰減慢的電池技術，并投資于智慧運維體系，確保在電網(wǎng)需要時“放得出、頂?shù)蒙?rdquo;。

結語

隨著2026年容量電價比例提升至不低于50%的比例，中國電力市場將進入“容量-電量-輔助服務”多元市場協(xié)同運行的新階段。

這一機制的落地并非終點，而是電力市場適應新型電力系統(tǒng)的起點。當前，如何精準量化煤電的系統(tǒng)調節(jié)價值、如何兼顧區(qū)域間成本分攤的公平性、如何銜接各類電源的容量補償邏輯，仍是需要持續(xù)破解的課題。

未來，隨著能源轉型推進和電力市場機制完善，容量成本回收比例有望在現(xiàn)貨市場成熟地區(qū)進一步優(yōu)化，老舊機組延壽改造的政策支持也將持續(xù)完善，以保障容量資源穩(wěn)定供給。長遠來看，容量電價機制還可能逐步拓展至核電、抽水蓄能等調節(jié)性電源，最終構建覆蓋全電源類型、適配新能源高比例發(fā)展的容量市場體系。