中國儲能網(wǎng)訊：華能集團能源研究院 賀一
隨著電力現(xiàn)貨市場在全國范圍內的普及和縱深推進，我國電價形成機制正在發(fā)生系統(tǒng)性變化。電價不再單純反映生產(chǎn)成本，而更為直接地影響市場預期、投資決策和系統(tǒng)運行安全。在這一背景下，近日出臺的《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“114號文”）與國家發(fā)展改革委、國家能源局《關于做好2026年電力中長期合同簽約履約工作的通知》（發(fā)改運行〔2025〕1502號，以下簡稱“1502號文”）形成政策協(xié)同，共同構成新型電力系統(tǒng)下穩(wěn)定電價預期、維護電力資產(chǎn)價值的制度基礎。
從更長周期看，這是一次圍繞高比例新能源背景下，“電力價值如何被發(fā)現(xiàn)、如何被回收”的系統(tǒng)性構建，電力商品正在從“一口價”買賣，變成“商品費+服務費”的收費模式，核心目標是在現(xiàn)貨價格波動加大的條件下，防止短期價格波動對長期投資預期造成誤導，同時也是為了看清楚，在能源轉型時代我們究竟在為什么買單。
一、電價形成邏輯的完善
當前，各方對現(xiàn)貨環(huán)境下電價重心下行的討論，本質上是對電力資產(chǎn)價值變化的應激反應。在過去，電力的價值主要體現(xiàn)在電量上，發(fā)多少電拿多少錢。但隨著波動性的新能源占比增加，電力的價值更多反映在對系統(tǒng)的貢獻上。由于電網(wǎng)需要實時平衡，而新能源往往“靠天吃飯”，那些能夠隨時聽從指揮、在系統(tǒng)最需要時頂上去的待命能力，就成了對系統(tǒng)最大的貢獻。部分省份2026年年度中長期以下限或者貼近下限成交，市場中出現(xiàn)諸如“電價偏離真實成本加合理收益的不理性定價”的論斷，根源在于仍沿用傳統(tǒng)的成本加成思維，只看到了上網(wǎng)電價這一單一維度，尚未意識到在新能源全量入市的背景下，市場中的價格不再僅是單一電源類型的成本回收工具，而是整個電力系統(tǒng)運行成本的實時反映。
隨著近零邊際成本的新能源占比增加，現(xiàn)貨價格在波動中呈現(xiàn)下行趨勢，這是市場發(fā)現(xiàn)電能量即時價值的正常表現(xiàn)。然而，現(xiàn)貨市場的天然局限在于無法發(fā)現(xiàn)電力系統(tǒng)長期可靠性的價值。簡單來說，新能源提供的電能量本身確實便宜了，但為了保障電網(wǎng)安全，需要預留更多的調節(jié)機組備而不用，這種安全保障價值反而變貴了。如果缺乏相應的制度安排，單純依賴不穩(wěn)定的電能量價格，容易導致調節(jié)性電源投資者對長期回報的擔憂，進而導致能源基礎設施的固定資產(chǎn)投資放緩。
在這一背景下，容量機制的完善恰逢其時。當前電量價格正在向反映變動成本的方向回歸，為完善容量電價機制提供了制度窗口。在過去相當長一段時間內，中長期合同簽約比例高、價格相對固定，隱含的可靠性溢價一定程度上承擔了回收發(fā)電機組固定成本的功能。這種打包定價的方式，在現(xiàn)貨市場全面覆蓋的背景下會扭曲價格信號。1502號文在這一關鍵節(jié)點上作出了重要調整，一方面，明確省內燃煤發(fā)電中長期合同簽約比例可隨容量電價標準提高而適當放寬；另一方面，明確各地不得強制要求簽訂固定價，并且可要求一定比例電量價格與現(xiàn)貨聯(lián)動。這一安排讓中長期合同從“鎖定電量、拿固定錢”，轉變?yōu)閷_實時市場電能量價格波動風險的工具。通過拆分電量和容量，電量電價剝離了原本承擔的回收固定成本的壓力，114號文的容量電價政策適時地補齊了容量拼圖。通過對系統(tǒng)需要的功能分別定價，可以為經(jīng)營主體提供可預期、可持續(xù)的經(jīng)營環(huán)境，引導資源優(yōu)化配置。
二、發(fā)用兩側電費結構變化
發(fā)電側的盈利模式正在從規(guī)模驅動轉向價值驅動。對于煤電等常規(guī)電源而言，在電量+容量的收入結構下，容量電價為機組提供穩(wěn)定的固定成本回收基礎，現(xiàn)貨市場則為靈活響應系統(tǒng)需求的機組提供了收益空間。結合2025年各省市場運行情況測算，絕大多數(shù)省份煤電的結算價格高于包含容量電費的中長期簽約價格，超過一半省份的平均正向價差在10元/兆瓦時以上。這表明，煤電收益來源正在從“多發(fā)電”轉向“在合適的時間發(fā)電”，即在現(xiàn)貨價格較高、系統(tǒng)緊缺的時段集中出力，在新能源大發(fā)、價格走低的時段壓減出力甚至反向購電。這進一步證實了電源投資和運行決策不再圍繞規(guī)模擴張，而是基于對市場需求的精準把握。只要能提供系統(tǒng)所需要的調節(jié)能力，就能獲得超越平均水平的收益，從而引導資源向高可靠性、高調節(jié)性能方向優(yōu)化配置。
新能源收益呈現(xiàn)出場內競爭、場外保障的特征。在市場內，新能源憑借極低的變動成本獲得優(yōu)先出清，其核心目標是實現(xiàn)電量最大化消納；在市場外，機制電價為其提供了穩(wěn)定的收益托底。這一設計使具備競爭力的新能源項目在進入市場之前就鎖定了投資回報底線，從而降低融資成本和投資不確定性。同時，機制電價也并不意味著“躺平”，項目仍需通過降低全生命周期成本、優(yōu)化選址和運行策略來提升綜合收益。
用戶側電價結構呈現(xiàn)一降一升的特點。上網(wǎng)電價伴隨新能源占比提升而呈現(xiàn)下行趨勢，但與之相對應的，是用于保障系統(tǒng)平衡與運行安全的各類系統(tǒng)運行費用逐步上升，各類電源的容量電費、新能源機制電價的差價結算費用、輔助服務費用等均包含在其中。
這一趨勢在國際上已有較為充分的實踐驗證。以德國為例，截至2025年10月，電價中真正對應發(fā)電采購成本的費用占比約為40%，稅費及各類附加占比32%，系統(tǒng)費用占比28%。其中，系統(tǒng)費用包括新能源、數(shù)據(jù)中心等接入產(chǎn)生的網(wǎng)絡擴建費用、平衡費用等，2015-2025年間在電價中的占比增加了7個百分點。在美國PJM市場，由于老舊火電機組加速退役以及數(shù)據(jù)中心負荷快速增長，PJM容量拍賣價格大幅上升，容量成本占批發(fā)市場總成本的比例由2024年的約7%提升至2025年的16%以上。
國內實踐也呈現(xiàn)出相似的趨勢。根據(jù)2026年1月各地發(fā)布的電網(wǎng)代理購電價格表，青海、新疆、山東等新能源裝機大省的當月平均上網(wǎng)電價下降、系統(tǒng)運行費上升。在系統(tǒng)運行費中，煤電容量電費和機制電費分別體現(xiàn)了為可靠和綠色支付的費用，吉林、黑龍江已明確容量補償標準為330元/千瓦·年，用戶支付的容量電費達8分/千瓦時左右；河南、山東的機制電費也達到6分/千瓦時左右。隨著容量補償機制的完善、新增新能源項目投產(chǎn)，預計電能量費用在終端電價中的占比會繼續(xù)下降，系統(tǒng)運行費的占比會進一步上漲。
三、電價結構變化的系統(tǒng)性影響
終端電價結構的變化會引導用戶行為從單純節(jié)能轉向“主動避峰”，提升系統(tǒng)整體的安全和效率水平。對于工商業(yè)用戶而言，由于系統(tǒng)運行費很大程度上取決于電網(wǎng)壓力最大的峰值時段，如果用戶能夠配合系統(tǒng)需求調整用電行為，不只是降低用電總量，而是通過負荷管理、需求響應等方式主動參與系統(tǒng)調節(jié)，在降低自身購電成本的同時也能夠減輕系統(tǒng)平衡壓力。對居民農(nóng)業(yè)用戶而言，仍然執(zhí)行政府定價，不受影響?？傮w而言，從短期看，政策對終端電價影響不大；從長遠看，一個更加穩(wěn)定、安全、有保障的電力系統(tǒng)能夠在整體上降低系統(tǒng)運行總成本，讓用戶普遍享受到系統(tǒng)優(yōu)化的紅利，減輕電費負擔。
對產(chǎn)業(yè)投資和經(jīng)濟而言，容量電費能夠起到穩(wěn)定預期的作用。在電量電價競爭加劇、邊際成本持續(xù)走低的背景下，容量電價為發(fā)電資產(chǎn)提供了穩(wěn)定的固定收入錨點，確保在電價下行時，電源資產(chǎn)的賬面價值依然有穩(wěn)健的現(xiàn)金流支撐，避免引發(fā)資產(chǎn)減值和投資收縮。放眼整個宏觀經(jīng)濟，電力行業(yè)作為基礎性的工業(yè)部門，容量補償機制所提供的確定性也將對全社會的生產(chǎn)和就業(yè)產(chǎn)生積極作用。
最后，從能源轉型的全局視角來看，電價結構的變化體現(xiàn)了全社會共同為能源轉型買單。過去，為了讓電網(wǎng)運行更平穩(wěn)、消納更多綠電，產(chǎn)生的容量保障和調節(jié)服務等成本混在“一口價”當中?，F(xiàn)在通過在終端電價中明確分攤容量電費、機制電價差價費用等系統(tǒng)運行費，將能源轉型的長期成本在全社會范圍內進行公平分攤。其核心不在于抬高或壓低電價水平，而在于通過制度確定性，為投資者和用戶構建穩(wěn)定、可持續(xù)的預期。只有賬算得清楚，發(fā)電企業(yè)才敢放心投資建廠，用戶也能合理安排生產(chǎn)計劃。在既要追求綠色環(huán)保，又要保證用電安全，還要兼顧經(jīng)濟實惠的重重挑戰(zhàn)下，這種“明碼標價”的分攤方式，有助于找到最優(yōu)平衡點，推動能源轉型行穩(wěn)致遠。
綜上，114號文與1502號文構建的政策協(xié)同體系下，電價形成邏輯更加清晰。以容量電價錨定固定成本回收、以現(xiàn)貨價格反映邊際成本、以中長期合同對沖市場風險的多層次定價機制，讓電力系統(tǒng)中的各類功能得到顯性化、規(guī)范化的體現(xiàn)，同時也為用戶側參與系統(tǒng)調節(jié)開辟了空間，更讓能源轉型的社會成本實現(xiàn)公平分攤。未來，隨著電力現(xiàn)貨市場的持續(xù)深化，這套定價機制仍會在實踐中不斷迭代，最終目標是在確保國家能源安全、推動綠色轉型的同時，也讓電價保持在經(jīng)濟合理的范圍內，在多重目標約束下找到最優(yōu)平衡點。
