从电量主体到可靠容量支撑者，煤电价值如何重构？

展望“十五五”，我国电力系统将进入关键跃迁期。2026年1月30日，国家发展改革委、国家能源局发布的《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号文件”），从国家层面完善了调节性电源的容量机制，并鼓励建立可靠容量补偿机制。

随着新能源渗透率进一步提高，电力平衡或将呈现“电量过剩、可靠容量稀缺”的深层次结构性矛盾，114号文件的出台恰逢其时。其中，煤电作为可靠容量的主要提供者，“十五五”期间其角色将从“台前”走向“幕后”，其核心任务将全面聚焦于提供极端天气下的保供支撑与高频波动的调节服务，实现从单一能源生产者向系统价值提供者的转变。

2025年12月25日，江苏南通，华能南通（通州湾）2×100万千瓦大型清洁高效煤电项目建设现场。

煤电身份转变的三重逻辑

“十四五”期间，我国新能源取得跨越式发展。从新能源装机容量来看，国家能源局的数据显示，2025年我国太阳能发电装机容量达12亿千瓦，同比增长35.4%；风电装机容量6.4亿千瓦，同比增长22.9%。新能源装机占总装机的比重达47.3%，相较2020年提高约23个百分点。风光出力的间歇性、波动性与随机性问题，使得电力系统的运行不确定性持续攀升，对系统可靠性构成挑战。在此背景下，亟需立足可靠性视角，重新审视煤电的功能价值和角色定位。

在新型电力系统建设背景下，煤电正从过去支撑电力供应的电量主体，转向保障系统安全稳定运行的可靠容量提供者。这一转型并非单一维度的功能调整，而是涵盖功能定位、运行模式和回报机制的三重系统性变革。

一是功能定位转型。煤电的关键价值从发了多少电转向能否在系统需要时顶得上，评价指标从年利用小时数转向可靠容量贡献率、爬坡速度等可靠性相关参数。

二是运行模式转型。煤电机组须具备更宽的负荷调节范围和更快的负荷响应速度，以适应新能源出力波动带来的调节需求。这要求推进灵活性改造，实现机组从“能发多少发多少”向“需要多少发多少”转变。尤其对于我国北方大量热电联产机组，供热季的供热约束导致最低出力受限，使得新能源高出力时段系统调峰空间缩小——这种调节能力的缺失在现货市场环境下已引发极端信号波动，例如黑龙江电力现货市场12月出现了16天“地板价”，关键原因便是供热机组在保民生的刚性需求下无法进一步压减出力。因此，推进煤电“热电解耦”改造成为必然选择，通过配置大容量蓄热罐、汽轮机低压缸切除等技术手段，打破供热与发电的刚性耦合，释放机组调节潜力。

根据国家发展改革委的数据，“十四五”前三年，我国已完成煤电节能降碳改造、灵活性改造和供热改造超7亿千瓦。2025年4月发布的《新一代煤电升级实施方案》进一步提出六项高效调节指标，包括供电煤耗、低负荷煤耗攀升幅度、深度调峰最小出力、负荷变化速率、一次调频能力、启停调峰能力要求。相关研究表明，煤电灵活性改造是我国电力系统现有灵活性资源中成本较低的品种之一，若充分实施灵活性改造，到2027年可释放56吉瓦灵活性调节空间；若进一步推动启停调峰普及，中远期可释放400吉瓦以上灵活性资源。

三是回报机制完善。由于煤电在未来系统中的利用率将不可避免地大幅下降，而电力可靠性保障具备公共品属性，其价值难以通过能源单一市场的电量交易得到充分体现。在单一电量体系下，发电企业只有发电才能获得收入，这与煤电向备用容量转型的趋势形成矛盾。当煤电利用小时数降至4000小时以下时，仅依靠电能量单一市场已无法支撑机组的固定成本支出，必须从为电量付费转向为可靠容量付费，这也是近年来我国密集出台相关政策，加快构建煤电容量电价机制的关键动因之一。

从电量到容量

煤电电价机制迎调整

步入2026年，煤电行业的生存环境迎来关键转折。

2023年11月，国家发展改革委、国家能源局联合印发的《关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号）规定，煤电机组固定成本全国统一核定为每年每千瓦330元，要求从2026年起，各地容量电价回收比例提升至不低于50%（165元/千瓦·年）。目前，包括浙江、安徽、河北南网等在内的至少12个省份已明确落地了上调后的容量电价标准，其中甘肃、云南等地上调至330元/千瓦·年。114号文件也明确了这一点，并且各地可根据实际情况进一步提高补偿标准。这一政策极大缓解了煤电企业因机组利用小时数下降而带来的经营压力，使其能够从单纯追求电量的“价格战”中解脱出来，转而提供更高质量的系统调节服务。

从政策的长远影响来看，容量电价的推广意味着我国电力定价逻辑的底层重构。它不仅是对煤电固定成本的简单补偿，更是对“可靠性价值”的制度性确认。随着政策的常态化，煤电行业将形成一种新的稳态，即在现货市场通过灵活性调节获取边际收益，同时通过维持可靠备用容量获取基础收益。这种多元化的收入结构，是煤电在低碳时代实现财务可持续发展的关键支柱，也将引导投资从盲目扩张装机容量，转向提升机组的调节性能和运行可靠性。

在这一转型进程中，煤电和储能在提供可靠容量上的竞争日益激烈。有观点认为，储能的高速增长和技术迭代将最终取代煤电；也有观点认为，储能作为非连续电源，受限于时长和能量密度，在极端天气和长周期保供面前仍无法与煤电抗衡。事实上，114号文件的出台并非对煤电的定向补偿，而是煤电与储能在提供可靠容量这一赛道上公平竞争的开始。因此，114号文件的容量补偿机制本质上是优胜劣汰的“试金石”。

未来，根据114号文件精神，更深层次的制度创新方向在于逐步建立涵盖多种电源类型的发电侧可靠容量补偿机制。通过科学的可靠容量折算，量化煤电、气电、抽蓄、储能等各类资源对系统峰值保供的实质性贡献。这种“同质同价”的公允补偿将引导系统内的资源向高可靠、高调节的方向聚集，在确保能源供应安全的前提下，最大限度降低全社会为保障电力系统可靠性所付出的总成本。

与此同时，全国统一电力市场的加速建设正为容量价格机制的优化提供锚点。2026年，电力现货市场将在全国范围内走向成熟常态化，调节资源的价值发现路径日益清晰。根据《电力系统调节能力优化专项行动实施方案（2025—2027年）》，辅助服务市场体系也将建立健全，调节型资源将形成电能量、辅助服务、容量三位一体的收益构成，容量补偿标准可以根据市场发现的“缺额收益”进行科学动态校核。此外，负荷侧调节资源也有望得到更大范围的调用，目前已至少有9省份取消了行政峰谷分时电价机制，基于现货价格信号形成峰谷价差，不仅释放了调节型资源的市场空间，更通过发用两侧的协同联动，为煤电的平稳转型创造了更具弹性的系统环境。

规划引入概率因素

为容量机制提供支撑

为了建立114号文件提出的发电侧可靠容量补偿机制，未来电力规划需在静态的确定性规划中逐步引入概率因素。与其他能源商品不同，电力无法大规模经济性地储存，发电与用电必须时刻保持平衡。这一物理规律决定了电力系统规划的核心命题，即如何在不确定性条件下，以合理的成本保障供电的充裕性与运行安全性。长期以来，我国电力规划采用确定性平衡的方法，以年最大负荷为基准，叠加一定比例的备用容量（通常为15%～20%），作为系统装机容量需求的确定依据。这在火电作为主导电源类型的系统中具有简洁实用的优点。

然而，随着风光等波动性电源占比快速提升，确定性规划方法的局限性也日益显现。如它无法准确刻画新能源出力与负荷需求在时间维度上的错配，也难以量化极端天气等小概率高影响事件对系统的冲击；此外，它的另一缺陷是容易混淆容量与电量的概念边界。在传统语境下，装机容量既代表系统的发电能力，也近似反映其供电能力，二者高度相关。但从实际案例来看，风光发电的可靠容量价值远低于其名义装机容量。

当前，国际电力工程界已经发展出了一套成熟的概率性可靠性指标体系。其中，失负荷期望（LOLE）是最具代表性的指标，是指在给定时间范围内，系统可用容量不足以满足负荷需求的预期时长。失负荷期望的计算需综合考虑发电机组的强迫停运率、负荷的概率分布、可再生能源出力的随机性等因素，通过蒙特卡罗模拟或解析方法得出。与LOLE类似的指标还包括失负荷概率（LOLP）、预期缺供电量（EENS）等。

对我国而言，新能源高比例接入背景下，电力规划亟待引入概率因素。在新能源主导的系统中，天气波动、机组停运与负荷变化等因素综合在一起，为了覆盖所有可能的波动组合，系统可能需要配置规模庞大但利用率极低的备用容量，成本极高。而基于概率的方法可以量化停电发生的频率和程度，在规划阶段从宏观视角审视系统的整体安全性，从而在极致安全与经济可行之间找到最优解。

此外，引入概率因素也是为了实现对不同资源可靠性贡献的同一度量，是建设发电侧可靠容量补偿机制的基础。在确定性规划中，很难在同一维度上客观评价1兆瓦煤电、1兆瓦风电和1兆瓦储能的价值差异，因为它们的风险属性完全不同。而概率模型通过对数万次模拟运行的统计，可以计算出各类资源在系统最紧张时刻的贡献。据此科学设计经济回报机制，确保在极端场景下提供关键支撑的电源，获得与其承担的风险价值相匹配的经济回报。

随着新型电力系统建设的推进，系统充裕性的维护将由煤电、气电、长时储能及具备调节能力的新能源等共同完成。因此，“十五五”时期的电力规划应加快引入有效载荷承载能力（ELCC）概念，将不同资源的物理装机容量统一折算为具备同等可靠性价值的可靠容量。

展望未来，“十五五”期间，优化完善容量电价形成机制、全面推进煤电灵活性改造，以及构建以失负荷期望（LOLE）为核心的概率性电力系统可靠性标准，共同构成了可靠性规划框架下煤电转型的三大关键支柱。未来，只有以科学的可靠性标准量化系统对可调度容量的需求，以合理的容量定价机制保障投资回报，以灵活性技术提升煤电对新能源波动的适应能力，才能在保障电力系统安全的前提下，为新能源高质量发展创造更大空间，最终实现能源绿色低碳转型的战略目标。

（作者均供职于华能集团能源研究院）