华能集团能源研究院：构建预期稳定的电价形成机制

华能集团能源研究院 贺一

随着电力现货市场在全国范围内的普及和纵深推进，我国电价形成机制正在发生系统性变化。电价不再单纯反映生产成本，而更为直接地影响市场预期、投资决策和系统运行安全。在这一背景下，近日出台的《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”）与国家发展改革委、国家能源局《关于做好2026年电力中长期合同签约履约工作的通知》（发改运行〔2025〕1502号，以下简称“1502号文”）形成政策协同，共同构成新型电力系统下稳定电价预期、维护电力资产价值的制度基础。

从更长周期看，这是一次围绕高比例新能源背景下，“电力价值如何被发现、如何被回收”的系统性构建，电力商品正在从“一口价”买卖，变成“商品费+服务费”的收费模式，核心目标是在现货价格波动加大的条件下，防止短期价格波动对长期投资预期造成误导，同时也是为了看清楚，在能源转型时代我们究竟在为什么买单。

一、电价形成逻辑的完善

当前，各方对现货环境下电价重心下行的讨论，本质上是对电力资产价值变化的应激反应。在过去，电力的价值主要体现在电量上，发多少电拿多少钱。但随着波动性的新能源占比增加，电力的价值更多反映在对系统的贡献上。由于电网需要实时平衡，而新能源往往“靠天吃饭”，那些能够随时听从指挥、在系统最需要时顶上去的待命能力，就成了对系统最大的贡献。部分省份2026年年度中长期以下限或者贴近下限成交，市场中出现诸如“电价偏离真实成本加合理收益的不理性定价”的论断，根源在于仍沿用传统的成本加成思维，只看到了上网电价这一单一维度，尚未意识到在新能源全量入市的背景下，市场中的价格不再仅是单一电源类型的成本回收工具，而是整个电力系统运行成本的实时反映。

随着近零边际成本的新能源占比增加，现货价格在波动中呈现下行趋势，这是市场发现电能量即时价值的正常表现。然而，现货市场的天然局限在于无法发现电力系统长期可靠性的价值。简单来说，新能源提供的电能量本身确实便宜了，但为了保障电网安全，需要预留更多的调节机组备而不用，这种安全保障价值反而变贵了。如果缺乏相应的制度安排，单纯依赖不稳定的电能量价格，容易导致调节性电源投资者对长期回报的担忧，进而导致能源基础设施的固定资产投资放缓。

在这一背景下，容量机制的完善恰逢其时。当前电量价格正在向反映变动成本的方向回归，为完善容量电价机制提供了制度窗口。在过去相当长一段时间内，中长期合同签约比例高、价格相对固定，隐含的可靠性溢价一定程度上承担了回收发电机组固定成本的功能。这种打包定价的方式，在现货市场全面覆盖的背景下会扭曲价格信号。1502号文在这一关键节点上作出了重要调整，一方面，明确省内燃煤发电中长期合同签约比例可随容量电价标准提高而适当放宽；另一方面，明确各地不得强制要求签订固定价，并且可要求一定比例电量价格与现货联动。这一安排让中长期合同从“锁定电量、拿固定钱”，转变为对冲实时市场电能量价格波动风险的工具。通过拆分电量和容量，电量电价剥离了原本承担的回收固定成本的压力，114号文的容量电价政策适时地补齐了容量拼图。通过对系统需要的功能分别定价，可以为经营主体提供可预期、可持续的经营环境，引导资源优化配置。

二、发用两侧电费结构变化

发电侧的盈利模式正在从规模驱动转向价值驱动。对于煤电等常规电源而言，在电量+容量的收入结构下，容量电价为机组提供稳定的固定成本回收基础，现货市场则为灵活响应系统需求的机组提供了收益空间。结合2025年各省市场运行情况测算，绝大多数省份煤电的结算价格高于包含容量电费的中长期签约价格，超过一半省份的平均正向价差在10元/兆瓦时以上。这表明，煤电收益来源正在从“多发电”转向“在合适的时间发电”，即在现货价格较高、系统紧缺的时段集中出力，在新能源大发、价格走低的时段压减出力甚至反向购电。这进一步证实了电源投资和运行决策不再围绕规模扩张，而是基于对市场需求的精准把握。只要能提供系统所需要的调节能力，就能获得超越平均水平的收益，从而引导资源向高可靠性、高调节性能方向优化配置。

新能源收益呈现出场内竞争、场外保障的特征。在市场内，新能源凭借极低的变动成本获得优先出清，其核心目标是实现电量最大化消纳；在市场外，机制电价为其提供了稳定的收益托底。这一设计使具备竞争力的新能源项目在进入市场之前就锁定了投资回报底线，从而降低融资成本和投资不确定性。同时，机制电价也并不意味着“躺平”，项目仍需通过降低全生命周期成本、优化选址和运行策略来提升综合收益。

用户侧电价结构呈现一降一升的特点。上网电价伴随新能源占比提升而呈现下行趋势，但与之相对应的，是用于保障系统平衡与运行安全的各类系统运行费用逐步上升，各类电源的容量电费、新能源机制电价的差价结算费用、辅助服务费用等均包含在其中。

这一趋势在国际上已有较为充分的实践验证。以德国为例，截至2025年10月，电价中真正对应发电采购成本的费用占比约为40%，税费及各类附加占比32%，系统费用占比28%。其中，系统费用包括新能源、数据中心等接入产生的网络扩建费用、平衡费用等，2015-2025年间在电价中的占比增加了7个百分点。在美国PJM市场，由于老旧火电机组加速退役以及数据中心负荷快速增长，PJM容量拍卖价格大幅上升，容量成本占批发市场总成本的比例由2024年的约7%提升至2025年的16%以上。

国内实践也呈现出相似的趋势。根据2026年1月各地发布的电网代理购电价格表，青海、新疆、山东等新能源装机大省的当月平均上网电价下降、系统运行费上升。在系统运行费中，煤电容量电费和机制电费分别体现了为可靠和绿色支付的费用，吉林、黑龙江已明确容量补偿标准为330元/千瓦·年，用户支付的容量电费达8分/千瓦时左右；河南、山东的机制电费也达到6分/千瓦时左右。随着容量补偿机制的完善、新增新能源项目投产，预计电能量费用在终端电价中的占比会继续下降，系统运行费的占比会进一步上涨。

三、电价结构变化的系统性影响

终端电价结构的变化会引导用户行为从单纯节能转向“主动避峰”，提升系统整体的安全和效率水平。对于工商业用户而言，由于系统运行费很大程度上取决于电网压力最大的峰值时段，如果用户能够配合系统需求调整用电行为，不只是降低用电总量，而是通过负荷管理、需求响应等方式主动参与系统调节，在降低自身购电成本的同时也能够减轻系统平衡压力。对居民农业用户而言，仍然执行政府定价，不受影响。总体而言，从短期看，政策对终端电价影响不大；从长远看，一个更加稳定、安全、有保障的电力系统能够在整体上降低系统运行总成本，让用户普遍享受到系统优化的红利，减轻电费负担。

对产业投资和经济而言，容量电费能够起到稳定预期的作用。在电量电价竞争加剧、边际成本持续走低的背景下，容量电价为发电资产提供了稳定的固定收入锚点，确保在电价下行时，电源资产的账面价值依然有稳健的现金流支撑，避免引发资产减值和投资收缩。放眼整个宏观经济，电力行业作为基础性的工业部门，容量补偿机制所提供的确定性也将对全社会的生产和就业产生积极作用。

最后，从能源转型的全局视角来看，电价结构的变化体现了全社会共同为能源转型买单。过去，为了让电网运行更平稳、消纳更多绿电，产生的容量保障和调节服务等成本混在“一口价”当中。现在通过在终端电价中明确分摊容量电费、机制电价差价费用等系统运行费，将能源转型的长期成本在全社会范围内进行公平分摊。其核心不在于抬高或压低电价水平，而在于通过制度确定性，为投资者和用户构建稳定、可持续的预期。只有账算得清楚，发电企业才敢放心投资建厂，用户也能合理安排生产计划。在既要追求绿色环保，又要保证用电安全，还要兼顾经济实惠的重重挑战下，这种“明码标价”的分摊方式，有助于找到最优平衡点，推动能源转型行稳致远。

综上，114号文与1502号文构建的政策协同体系下，电价形成逻辑更加清晰。以容量电价锚定固定成本回收、以现货价格反映边际成本、以中长期合同对冲市场风险的多层次定价机制，让电力系统中的各类功能得到显性化、规范化的体现，同时也为用户侧参与系统调节开辟了空间，更让能源转型的社会成本实现公平分摊。未来，随着电力现货市场的持续深化，这套定价机制仍会在实践中不断迭代，最终目标是在确保国家能源安全、推动绿色转型的同时，也让电价保持在经济合理的范围内，在多重目标约束下找到最优平衡点。