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发布：2026-06-01 · 事件：2026-06-01

中国储能网讯：国家发展改革委、国家能源局于2026年初联合印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号，以下简称“114号文”），标志着我国电力市场建设进入一个全新的阶段。这份文件明确了三个核心内容：一是强调煤电容量电价执行细则，延续全国统一固定成本回收标准，逐步提高容量电价回收固定成本的比例，...

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中国储能网讯：国家发展改革委、国家能源局于2026年初联合印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号，以下简称“114号文”），标志着我国电力市场建设进入一个全新的阶段。这份文件明确了三个核心内容：一是强调煤电容量电价执行细则，延续全国统一固定成本回收标准，逐步提高容量电价回收固定成本的比例，促进电力市场交易和价格机制不断完善；二是首次在国家层面统一规范抽水蓄能、电网侧独立新型储能的容量电价机制，明确燃机容量电价由省级层面统筹建立，打破了此前煤电在容量电价政策中的“单一核心”地位；三是提出建立包括煤电、气电、电网侧独立新型储能等类似机组的发电侧可靠容量补偿机制，重点弥补市场边际机组在电能量和辅助服务市场不能回收的固定成本，推动发电侧供能体系一体化协同，并逐步取代原来的容量电价机制，暗含发电侧“平权”理念。 众所周知，在2023年底，国家发展改革委、国家能源局下发了《关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号，以下简称“1501号文”），决定自2024年1月1日起，建立煤电容量电价机制，对煤电实行两部制电价政策。从文件内容看，“114号文”并非对“1501号文”所建立的煤电容量电价机制的简单修补，而是重新构建了“可靠容量补偿”的新生态，宣告了容量电价政策从“煤电独享”向“多元平权”时代的正式过渡。比“114号文”发布略早几天，甘肃省依据相关文件精神及国家完善发电侧容量电价机制部署的要求，率先发布了《甘肃省发电侧可靠性容量电价机制实施办法（试行）》（甘发改价格规〔2025〕4号，以下简称“甘肃办法”）。该办法提出容量供需系数的概念，将省内煤电、抽水蓄能、新型储能等各类调节性电源，置于一个统一的“可靠性容量”认定与补偿体系之下，其运行逻辑与“114号文”倡导的“平权”理念高度一致，可视为国家顶层设计在省级层面的先行先试与具体落地。两者共同描述了一个清晰的未来场景，那就是煤电作为传统的“压舱石”，其政策优势与市场地位正在被重新规划，它将在一个更多元、更公平、也更苛刻的竞争环境中，适应新的生存法则。 “114号文”与“甘肃办法”的发布，并未像当初“1501号文”那样引起电力行业的巨大轰动与广泛关注，究其原因，大致有以下五点：一是政策衔接平滑，无陡然变革。“114号文”强调“将通过容量电价回收煤电机组固定成本的比例提升至不低于50%”，只是对“1501号文”原有政策的延续与细化，并非推倒重来，行业已逐步接受并适应煤电容量电价的核心要义，因此未产生政策冲击感。二是对煤电企业收入影响有限，预期无波动。近几年，国内多数地区煤电利用小时数保持相对稳定，未出现大幅波动。2024年起实施的煤电容量电价机制，核心是保障煤电固定成本回收、维持行业基本盈利稳定，新机制短期内对电厂营收的影响有限，企业缺乏持续关注的动力。三是政策渐进式落地，无紧迫压力。“114号文”明确“电力现货市场连续运行后，有序建立发电侧可靠容量补偿机制”，采用适时、有序的推进模式，未明确刚性的落地时间表，发电企业短期内无政策落地、调整运营模式的紧迫感。四是相对之前煤电容量电价，此次所提出的“可靠容量补偿机制”的概念相对晦涩，传播度不足。“可靠容量补偿机制”概念较为抽象、专业度更高，其核心是按机组顶峰时段的可靠出力进行统一补偿，需结合现货市场运行、顶峰能力测算等措施才可进行，不像容量电价“每年每千瓦330元”的易懂易记。五是发电行业对其政策解读多聚焦新型储能、抽蓄等首次受影响的领域，认为是“114号文”政策红利集中释放，而对煤电仅为常规优化，煤电行业内的关注度自然就不高。 然而，如前所述，“114号文”提出的分类完善容量电价机制、有序建立发电侧可靠容量补偿机制以及相关的配套政策，力求公平反映不同机组对电力系统顶峰贡献，优化调节资源配置，再加上“可靠容量补偿机制建立后，相关煤电、气电、电网侧独立新型储能等机组，不再执行原有容量电价”这一明确要求，“114号文”对煤电行业的影响是全方位、深层次的，它必将深刻改变煤电的收益结构、行业生态、技术竞争格局、成本管控模式与价值定位，煤电行业必须主动适应、积极转型，这是无法回避的行业共识。 “114号文”进一步明确了煤电容量电价回收比例，并指出可结合当地市场建设、煤电利用小时数等实际情况进一步提高，这为煤电行业提供了确定性保障，稳定了行业预期。煤电容量电价机制将煤电的固定成本回收从波动剧烈的电能量市场中剥离出来，形成稳定、可预期的现金流，将极大缓解煤电因利用小时数下降导致的经营困境，稳定行业长期投资与运营预期。更重要的是，这标志着煤电商业模式的根本性转型：从过去依赖“发电量竞争”获取收益，转向以提供“可靠容量与调节服务”为核心价值的类公用事业模式。“114号文”拟通过经济手段，引导煤电聚焦于提升机组灵活性、可靠性和系统支撑能力，将“三改联动”等技术要求内化为企业追求容量电费最大化与辅助服务收益的市场化动力。容量电价机制正在促使发电企业形成“容量电费+电量收益+辅助服务+综合能源+减碳收益”的多元盈利模式，使煤电企业能更从容地参与市场竞争，并着力拓展新业态。这不仅是纾困之举，更是国家为煤电转型划定的清晰路径。煤电必须彻底摆脱“发电量依赖”，向“调节性电源”转型，这是新型电力系统建设的必然要求，也是煤电行业可持续发展的唯一出路，所有煤电企业都应认清这一趋势，主动践行转型之路。 “114号文”所构建的“平权”机制，对煤电的经济收益结构有最直接的影响。在原有主要针对煤电的容量电价机制下，容量电费的核心功能是帮助煤电回收因利用小时数下降而难以覆盖的固定成本。然而，当抽水蓄能、独立储能乃至未来的气电都普遍享有容量电价时，整个电力系统需要支付的容量成本总盘子必然扩大，分摊机制也更为复杂。与此同时，终端销售电价承受能力存在上限，系统总成本需要控制，当更多电源通过容量电价回收固定成本后，可能会对电能量市场（包括中长期市场与现货市场）的价格形成持续向下的压力。在容量成本已通过独立渠道补偿后，这些电源在电能量市场报价时可能更加激进，在特定市场规则下，甚至可以与风光水等新能源一起报零或负价以优先获得发电空间，从而拉低整体出清价格。对于边际成本较高的煤电机组而言，其原本依赖的电能量收益部分将面临持续减少的压力。中国电力企业联合会发布的数据显示，近五年全国煤电机组平均利用小时数都维持在4300小时以上，虽有下行压力，但大多数地区的下降趋势并没有想象中的快。煤电利用小时数基本稳定，考虑到电煤价格这个不确定性因素，在电能量价格下降较快时，容量电费的增长，未必能完全对冲这个收入缺口，煤电企业必然承受更多的经营压力。 长期以来，在涉及电力保供与系统调节的议题上，煤电行业因其规模体量、技术特性与历史地位，拥有举足轻重的话语权。“114号文”及“甘肃办法”所代表的政策方向，实质上是将这种话语权转移至一个“多元协同”的治理框架中。政策制定的关注点，将从如何单独保障煤电的生存与发展，转向如何统筹优化整个调节性资源体系的效率与成本。煤电企业在参与未来容量电价标准核定、成本监审、考核细则修订等关键政策讨论时，将面对更多元的利益相关方和更复杂的博弈局面。例如，在确定可靠容量补偿价格时，需要权衡煤电的固定成本、抽水蓄能的建设周期与投资成本，以及储能技术进步带来的成本下降曲线，任何一方的诉求都难以像过去一样占据绝对主导。对于煤电行业而言，过去那种依靠行业集体发声便可能显著影响政策走向的时代一去不复返了。话语权的削弱，要求煤电行业彻底转变博弈思路。煤电企业在参与容量电价核定、成本监审、考核细则修订等工作时，需立足自身技术经济数据与系统实证价值，精准表达观点与诉求，提出更具说服力、可落地的政策建议，切实提升参与市场与政策博弈的专业化、精细化水平，才能在多元博弈中占据主动。 容量电价“平权”直接加剧了各类调节性资源在辅助服务市场的竞争。电力系统的辅助服务市场本质上是系统要购买电源的灵活调节能力；过去，煤电机组在该领域具备显著的优势。然而，抽水蓄能电站启停迅速、调节范围大、工况转换灵活，电化学储能则具有毫秒级响应速度、精准控制以及双向调节的独特能力，这些技术特性使它们在提供调峰调频、备用爬坡等优质辅助服务时，具有煤电难以比拟的性能优势；随着装机容量的快速攀升以及涉网功能管理的逐渐规范，这些并网主体在辅助服务市场中的优势也越来越明显。 近年来，各地区纷纷鼓励抽蓄机组、新型储能等通过参与市场，回收成本、获得收益，而“114号文”通过容量电价机制为抽水蓄能、电网侧独立新型储能建立了成本回收的基础盘，这使得它们可以更无后顾之忧地参与辅助服务市场竞争，甚至采取更具竞争力的报价策略。根据部分先行现货试点省份的公开数据，储能、抽水蓄能等新型主体的调频辅助服务市场参与度和份额已显著提升。国家能源局发布的《2024年度中国电力市场发展报告》显示，2024年南方区域调频市场因独立储能等进入，呈现“量增价减”态势，调频辅助服务市场平均出清价格同比下降11.9％，而提供里程同比提升10％以上。广东电力交易中心发布《2024年广东电力市场年度报告》显示，2024年7月，广东省调频辅助服务市场中，4个独立储能电站获得的补偿总额超过了2600万，占该月市场全部调频里程补偿的25%。这些具备快速调节性能的并网主体，正通过市场竞争对传统煤电调频资源进行逐步替代。这一竞争格局清晰表明，煤电要在辅助服务市场立足，必须靠“硬实力”说话。性能欠佳的煤电机组，必将面临容量电费扣减、发电份额下滑、辅助服务收益缩水的三重压力，最终被市场淘汰。基于此，煤电企业必须加快机组更新换代与灵活性改造，重点提升顶峰、深调、快速变负荷能力，缩短启停时长、降低宽负荷能耗，以低成本优势获取更高辅助服务收益，这是应对新型主体挤压的核心举措。 “114号文”明确规定，电网侧独立新型储能容量电价水平以当地煤电容量电价标准为基础，根据顶峰能力按一定比例折算。这相当于建立了新型储能容量电价与煤电成本之间的“锚定”关系。实际上，天然气发电与抽水蓄能的容量电价，也与煤电有着千丝万缕的关系。这种“锚定”，使得煤电的成本构成、运营效率不再是关起门来的“家事”，而将成为整个调节资源体系定价的公开“基准”。煤电企业的单位容量成本、运维费用、燃料成本敏感性等数据，无论是否愿意，都将被置于更广泛的审视之下。任何关于煤电容量电价水平的调整，都会像涟漪一样传导至储能乃至整个能源体系，使得政策调整的敏感性和复杂性倍增。决策部门在考虑对煤电进行成本疏导或价格调整时，将不得不同步评估其对储能投资吸引力、新能源消纳等更宏观系统成本的影响。这实际上对煤电行业的成本控制与运营管理水平提出了更高要求，粗放式、半透明的成本管理将难以为继，过高的成本不仅影响自身盈利，还可能拖累整个能源系统成本优化工作。 运营透明化还体现在对机组真实能力的考核上。无论是国家层面的容量电价考核，还是甘肃试点的可靠性容量认定，都依赖于对合规在运的公用煤电机组技术出力等关键性能参数的严格监测与核实，甘肃明确提出，要规范煤电机组现货市场成本补偿费用，要对煤电机组燃料耗量特性曲线、机组启动成本、空载成本等组织开展试验，同时加强煤电机组现货市场价格申报监测，甚至要对煤电机组、电网侧新型储能提供的容量“按年进行清算”。机组必须按照其认证的能力“说到做到”，否则将面临相应的经济惩罚，发电企业必须更科学、更真实地评估和申报机组性能，并加大投入以维持和提升这些性能指标。 “平权”时代的可靠容量补偿机制，其政策目标与新型电力系统的发展需求深度耦合。这里的“可靠容量”被明确定义为机组在系统负荷高峰时段可调用、可持续的顶峰供电能力，是保障电力平衡的稀缺资源。“114号文”及“甘肃办法”，其核心逻辑在于：对调节性资源的经济补偿，应精确反映其对保障系统安全稳定、特别是对促进新能源高效消纳的实际贡献。甘肃省的机制通过引入“容量供需系数”这一关键的市场化调节器，将上述逻辑可操作化。 “容量供需系数”被定义为“容量需求/可靠容量”，它不仅是衡量系统容量充裕与否的“晴雨表”，更是一个动态的激励放大器。当系数大于1