中國儲能網(wǎng)訊：2026年1月30日，國家發(fā)展改革委、國家能源局發(fā)布《關于完善發(fā)電側容量電價機制的通知》（發(fā)改價格〔2026〕114號，以下簡稱"文件"），這是繼2023年建立煤電容量電價機制后，國家層面針對發(fā)電側電價結構性改革的又一重大舉措。煤電容量電價是對煤電機組“兜底調節(jié)”功能的經濟性認定。機制實施兩年來，在穩(wěn)定行業(yè)經營、提升保供能力、加速煤電轉型、支撐新能源消納及優(yōu)化電價結構方面發(fā)揮了積極作用。此次機制的“升級”與對覆蓋電源類型的“擴圍”，既是煤電容量電價政策的延續(xù)，更是向構建更加市場化、更加科學、更加統(tǒng)一的發(fā)電側容量電價機制邁出的堅實一步；既是保障我國電力供應安全的主要抓手，更是實現(xiàn)我國能源轉型的重要路徑。
煤電容量電價之“回頭看”
2023年11月10日，國家發(fā)改委、國家能源局印發(fā)《關于建立煤電容量電價機制的通知》（發(fā)改價格〔2023〕1501號，簡稱1501號文），煤電容量電價按照回收煤電機組一定比例固定成本的方式確定，全國統(tǒng)一標準為每年每千瓦330元，其主要思想已經有了以煤電試點，購買電力系統(tǒng)可靠容量的考慮，與歷史上抽蓄等采用容量電價回收全部成本的思維方式出現(xiàn)了較大不同。2024-2025年間，我國多數(shù)省份執(zhí)行了30%容量電價標準，即每年每千瓦100元；部分轉型較快的地區(qū)，例如河南、湖南、重慶、四川、云南、青海、廣西7?。ㄊ小^(qū)）執(zhí)行每年每千瓦165元的標準。同時，還明確提出“2026年起，將各地通過容量電價回收固定成本的比例提升至不低于50%?！?/span>
機制實施兩年以來，煤電機組累計獲得容量電費超1800億元，從電量收入一部制改為電量+容量兩部制，重塑了煤電機組收入結構，引導煤電機組主動減少出力受阻效果明顯。據(jù)相關部門統(tǒng)計，浙江煤電機組缺陷受阻率從容量電價實施前的2.2%左右，降至2024年的0.85%，降幅達61.36%；非計劃停運時長同比下降13.07%。山西煤電純凝機組受阻率0.45%，供熱機組受阻率0.68%，均較2023年同期（純凝1.2%、供熱1.7%）下降超60%；2025年迎峰度夏期間，南方電網(wǎng)煤電機組受阻率創(chuàng)近5年同期最低，較2023年同期下降62.5%，頂峰響應率達99.2%。
回頭看，1501號文圓滿完成了“建機制”的歷史使命。在煤電功能深度轉型的關鍵階段，且全國絕大多數(shù)地區(qū)尚未實現(xiàn)電力現(xiàn)貨市場連續(xù)運行的背景下，作出前瞻性制度安排，為煤電更好地適應電力現(xiàn)貨市場新環(huán)境、應對新能源大規(guī)模入市帶來行業(yè)格局新變化，同時為筑牢電力供應安全防線奠定了堅實的制度基礎。
煤電容量電價之“變與新”
一是煤電功能轉型向縱深推進。當前，我國最高電力負荷仍將保持中高速增長?！笆奈濉逼陂g，我國全社會用電量平均增速為6.6%，而最高電力負荷增長為7%，高于電量增速0.4個百分點。因此，未來要滿足電力增長的需要，仍需煤電裝機保持一定水平的增長，這是維持我國電力供應安全、保障系統(tǒng)可靠性的重要基礎，而合理的容量成本補償機制是激勵煤電投資的重要手段。
同時，隨著新能源的快速發(fā)展，其憑借更低的邊際成本優(yōu)勢，勢必會促進煤電讓渡出更多的電量空間。據(jù)統(tǒng)計，在剛剛過去的2025年，全國煤電利用小時低于4000的省份已達13個，其中既有傳統(tǒng)新能源富集地區(qū)，例如云南、青海，也有河南、山東等新能源發(fā)展迅速的地區(qū)，特別是廣西、青海、遼寧三省（區(qū)）煤電利用小時已不足3000，下降明顯?？梢灶A見，在邁向“雙碳”目標過程中，煤電利用小時將進一步下降，容量成本補償機制日益成為煤電機組回收成本的主要途徑。截止到2026年1月20日，已有28個省/地區(qū)將容量補償標準提升至每年每千瓦165元以上。
二是電力市場環(huán)境快速變化。2025年，我國電力現(xiàn)貨市場建設取得突破，基本實現(xiàn)全覆蓋。除京津唐和西藏外，其余地區(qū)均已納入現(xiàn)貨市場覆蓋范圍。包括南方區(qū)域在內，全國共形成25個電力現(xiàn)貨市場運行地區(qū)，覆蓋30個省和地區(qū)。隨著新能源全面進入市場，甘肅、遼寧等新能源占比高的地區(qū)，現(xiàn)貨市場價格全年觸及下限時長超過2000小時，占全年總時長30%左右，黑龍江甚至達到55%以上。新能源入市對電能量市場價格的影響凸顯。為增加電力系統(tǒng)彈性，提升新能源的消納能力，目前已有7個地區(qū)將市場出清下限設置為負值，未來預計會有更多地區(qū)進一步降低價格下限，以激勵各類機組釋放更多調節(jié)能力。此外，雖然目前仍存在現(xiàn)貨價格與中長期價格顯著分離的情況，但隨著各地現(xiàn)貨市場進入連續(xù)運行，遼寧、浙江、黑龍江、甘肅、山東等地已出現(xiàn)2026年年度交易價格向現(xiàn)貨市場價格靠攏的趨勢。
未來，煤電等各類調節(jié)性電源在電能量市場收入占比將逐步降低，而容量補償將成為其主要收入來源，“兜底調節(jié)”的功能定位，決定其收益模式將由“生產型”向“資產型”根本性轉變。
三是多元市場主體不斷涌現(xiàn)。從2021年煤電率先進入市場，再到2025年新能源全部入市，參與市場主體趨向多元。此次新政首次將電網(wǎng)側獨立新型儲能納入容量補償范圍。文件提出，容量電價水平以當?shù)孛弘娙萘侩妰r標準為基礎，根據(jù)頂峰能力按一定比例折算（折算比例為滿功率連續(xù)放電時長除以全年最長凈負荷高峰持續(xù)時長，最高不超過1）。這一計算方式，不僅與儲能本身的最大功率放電時長有關，更是將當?shù)貎糌摵筛叻宄掷m(xù)時長納入考量。這么設計的原因是，在實施發(fā)電側容量補償機制前，現(xiàn)階段既然參照煤電容量電價標準，那么就應將儲能的頂峰能力與煤電機組盡可能“拉齊”來衡量。需要注意的是，與煤電、氣電這類發(fā)電資源不同，新型儲能、抽水蓄能的頂峰能力僅限于現(xiàn)有系統(tǒng)可靠性標準之下，若系統(tǒng)可靠性標準提高，煤電等傳統(tǒng)電源可靠容量基本不變，而儲能可靠容量則會明顯下降。
同時，文件對氣電、抽水蓄能容量電價給出了“一攬子”解決方案，從分類施策起步，為后續(xù)推動各類型發(fā)電資源參與市場，以及建立統(tǒng)一的發(fā)電側可靠容量補償機制鋪平道路。
煤電容量電價之“擴與融”
相比1501號文，此次文件中對建立發(fā)電側可靠容量補償機制進行了更為細致的描述。文件提出，電力現(xiàn)貨市場連續(xù)運行后，要有序建立發(fā)電側可靠容量補償機制，并且對可靠容量定義、補償標準、補償范圍等做出了具體的要求。與煤電容量電價機制相比，核心變化可以概括為三方面。
一是容量補償范圍擴充。發(fā)電側可靠容量補償機制的范圍將包含自主參與市場的煤電、氣電、以及符合條件電網(wǎng)側獨立新型儲能、抽水蓄能等各類發(fā)電資源。也就是說，未來隨著各類型電源參與市場，除仍然執(zhí)行政府定價的機組外，都可納入可靠容量補償機制。
二是容量補償標的統(tǒng)一。文件中首次對可靠容量定義進行了明確，即機組在全年系統(tǒng)頂峰時段能夠持續(xù)穩(wěn)定供電的容量?？梢岳斫鉃?，無論是煤電、氣電等調節(jié)性電源，還是風電、光伏等不可調節(jié)性電源，亦或是新型儲能等具有一定調節(jié)能力、但發(fā)電時長受限的發(fā)電資源，都按照其所能在系統(tǒng)最需要的時候提供的容量進行補償，而并非其銘牌裝機容量。從國外經驗來看，一般采用基于概率的可靠性模型來測算不可調節(jié)性電源的可靠容量。這種方式可以測算單位新增資源對系統(tǒng)可靠性的邊際貢獻，同時兼顧風電、光伏等出力的不可預測性。隨著電力系統(tǒng)中新能源的增多，美國PJM電力市場也開始將這種測算方式應用于全部發(fā)電資源，以應對電力系統(tǒng)的不確定性增高的風險。統(tǒng)一對各類型電源的可靠容量進行補償，將推動“容量同標補償”匹配“電量同臺競價”。
三是容量補償標準融合。文件中明確補償標準以彌補市場邊際機組在電能量和輔助服務市場中，所不能回收的固定成本為基礎，統(tǒng)籌考慮電力供需關系、用戶承受能力、電力市場建設進展等因素確定。由此可見，補償標準的確定，需要融合多個考慮因素，例如電力供需情況，當一個地區(qū)電力供應趨緊，那么應當將容量補償標準上浮，以激勵電源投資、保障容量的充裕性；反之，則應下調，向市場釋放容量過剩的信號。
可以看到，發(fā)電側可靠容量補償機制并非煤電容量補償機制范圍的簡單延伸，更是立足于電力系統(tǒng)安全運行全局，以統(tǒng)一評價標準核定各類發(fā)電資源的容量貢獻價值，進而打造適配各類機組公平參與市場、充分發(fā)揮價值的容量機制體系。
需要注意的是，建立發(fā)電側可靠容量補償機制的一個重要前提就是現(xiàn)貨市場連續(xù)運行。因為無論是確定補償范圍、還是補償標準，都與電能量市場存在密切關系。只有參與電能量市場的機組，才能納入可靠容量補償機制。而補償標準，則是以市場邊際機組無法在電能量和輔助服務市場中回收的固定成本為基礎來確定。比如，如果某省燃機已經參與市場，且作為市場長期邊際機組，那么該省的補償標準則可能較低（燃機固定成本一般低于煤電機組），這時一方面需要匹配合理的電能量上限價格，以保障機組能回收成本；另一方面，允許燃機在高峰時刻定價，以激勵煤電機組頂峰，同時回收未通過容量補償機制回收的固定成本。
發(fā)電側可靠容量補償機制的推出，將進一步推動我國建立電力系統(tǒng)可靠性規(guī)劃機制。文件中提出，“在具備條件的地區(qū)，可結合電力市場建設情況適時通過容量市場等方式形成容量電價?！边@個“具備條件”，是指需要建立科學的電力系統(tǒng)可靠性評估方法以及制定相應的可靠性標準?？煽啃栽u估方法一般通過概率量化計算并網(wǎng)的全部發(fā)電機組在可靠性標準要求下滿足電力系統(tǒng)負荷電力和電量需求的能力，即在特定的電源結構、負荷需求、外來/送電、一次能源供應，并考慮電力系統(tǒng)各環(huán)節(jié)不確定性的情況下，所計算的可靠性指標能否滿足可靠性標準。可靠性標準則可以通過電力不足時間期望值（LOLE）、電量不足期望值（EENS）等來表示。如果沒有確定的可靠性標準，或未建立可靠性評估方法，那么就無法確定容量市場中的需求曲線，容量市場建設也無法真正建立起來。文件中對此雖著墨不多，卻已對下一階段的研究重點提前作出謀劃布局。
從煤電容量電價，到發(fā)電側可靠容量補償機制的落地，價格改革完成了發(fā)電側結構性調整的關鍵之舉?！兜赖陆洝费?，“天下難事，必作于易；天下大事，必作于細”，千錘百煉終成其章。至此，適配未來市場化環(huán)境的發(fā)電側電價結構版圖已然臻于完整，實現(xiàn)了從單點突破到體系成型的全面進階，構建起系統(tǒng)化、全維度的電力市場環(huán)境下的價格體系框架。
