根據2023年國家發展改革委、國家能源局聯合印發的《關于建立煤電容量電價機制的通知》（發改價格〔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年多數地區的30%，實現了大幅躍升。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。

數據顯示，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，主要發電企業容量電費獲取率接近90%。隨著2026年調整窗口的開啟，這一數字將迎來顯著變化，進而對煤電企業、新能源企業、電網公司、電力用戶乃至儲能產業產生深遠影響。

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。

01

從“單一制”到“兩部制”

“單一制電量電價”模式下，發電企業的收入與其實時上網的電量直接掛鉤，奉行“多發電、多收益”的商業邏輯。這一模式在電力供需關系穩定、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為在關鍵時刻提供瞬時、可靠的電力和靈活的調節能力。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）：代表對發電企業“提供并維持發電能力”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，無論它是否實際發電，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）：代表對發電企業“實際發出電能”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。

02

容量電價產生的必要性

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”轉變為“調節性電源”和“支撐性電源”。其主要任務不再是持續滿負荷發電，而是在風光不足時快速頂上去，在負荷低谷時靈活降下來，成為電網的“穩定器”和“備份電源”。

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

激勵保障系統可靠性：容量電價機制直接激勵發電企業保持機組的良好狀態，及時進行環保改造和靈活性改造，確保在電網需要時“開得起、頂得上”。它購買的是整個電力系統的“保險”。

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

03

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×該機組合規可用容量

容量電價率（元/千瓦·月）：這是關鍵參數。它并非隨意設定，而是基于對全國煤電行業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。這體現了“獎懲分明”的原則，激勵企業做好運維。

二、各地區執行情況與差異

我國能源稟賦和轉型進度區域差異顯著，容量電價實施“基礎統一、區域差異化”的階梯式推進，兼顧政策方向與地方實際。

01

2024-2025年各地區執行情況

在2024-2025年，多數地方的回收比例為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。這些地區電力需求大，但可再生能源發展也較快，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，執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。

02

2026年及以后各地區調整情況

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%。這些地區在能源轉型過程中，雖然可再生能源發展迅速，但考慮到電力系統的穩定性和可靠性，仍需要較高比例的煤電容量作為支撐。

甘肅省發改委于7月14日發布《甘肅省關于建立發電側容量電價機制的通知（征求意見稿）》，煤電機組、電網側新型儲能容量電價標準暫按每年每千瓦330元執行，執行期限2年。《通知》是全國首個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%，實現煤電固定成本補償“一步到位”。

此外，安徽、廣東已發文明確，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、電網側新型儲能容量電價標準2026年1月起按照165元/千瓦·年執行。

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，對各主體產生深遠影響，推動生態鏈重構，形成“利益再分配、角色再定位、模式再創新”的格局。

01

對煤電企業：從“求生”到“謀變”

這是最直接、最深刻的受影響主體。

經營狀況根本性改善：50%以上的固定成本通過容量電費回收，意味著煤電企業獲得了穩定、可預期的“保底收入”。這極大地緩解了行業的虧損壓力，使企業從“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：煤電企業的核心KPI將從“多發小時數”轉向“高可靠性”和“強靈活性”。企業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”變為“賣可靠容量+賣調節服務”。

市場競爭行為改變：在電力現貨市場中，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。

戰略分化加速優勝劣汰：優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。

02

對新能源企業：機遇與挑戰并存

容量電價雖針對煤電，卻對新能源產業產生深遠間接影響，機遇與挑戰并存，推動行業從“規模擴張”向“質量提升”轉型。

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

挑戰來自市場競爭加劇：如前所述，煤電機組在現貨市場的低價競爭，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。

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”，電網和用戶更關注其“可預測性+可調節性”，推動項目從“裸奔并網”轉“源網荷儲一體化”。2026年起新建項目配儲比例或從10%-15%提至20%以上，企業將強化發電預測精度，提升市場競爭力。

03

對電網公司：角色轉型與責任加重

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

調度運行模式變革：電網調度中心需要從傳統的“計劃調度”向“市場化調度”精細轉型。它不僅要負責安全穩定運行，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：電網企業是容量電費的“收集者”和“支付者”。它負責向用戶側收取容量電費，并支付給發電企業，這使其處于輿論和監管的中心。

規劃思路調整：在電網規劃中，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，其經濟性可能需要重新評估。

04

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“容量電費”這一項（特別是對于工商業用戶）。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、需求側響應等新業態創造了巨大的市場空間。

05

對儲能產業：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獨立可靠容量提供者的身份正式獲得政策認可。

商業模式實現根本性突破：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，新增穩定的容量電費來源，大幅改善投資回報周期。其商業模式將從過去依賴“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：將對儲能的系統性能、運維質量和調度服從性提出更高要求。激勵企業優先采用技術成熟、循環壽命長、性能衰減慢的電池技術，并投資于智慧運維體系，確保在電網需要時“放得出、頂得上”。

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的起點。當前，如何精準量化煤電的系統調節價值、如何兼顧區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貨市場成熟地區進一步優化，老舊機組延壽改造的政策支持也將持續完善，以保障容量資源穩定供給。長遠來看，容量電價機制還可能逐步拓展至核電、抽水蓄能等調節性電源，最終構建覆蓋全電源類型、適配新能源高比例發展的容量市場體系。