容量电价“平权”时代：“114号文”下煤电生存逻辑全面重构

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。

政策反响略显平淡

煤电行业面临深层转型

“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。

固定成本获保障

商业模式面临根本转型

“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。

容量成本“池”扩大

煤电电能量收益空间承压

“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。

政策博弈 场景扩容

煤电需提升专业化议价能力

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。

辅助服务市场空间

受新型主体挤压

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。

成本锚定与运营透明化

带来新约束

“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。

与新能源发展深度绑定

倒逼煤电价值重构

“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，表明系统可靠容量紧张，政策将通过它放大对可靠容量和顶峰能力的补偿强度，激励投资与可靠性提升；当系数小于1，则表明可靠容量相对充裕，激励强度随之调减，以防止过度投资。这背后是引导发电侧的投资决策与系统长期需求相匹配，引导企业精准判断未来电力需求，避免“跑马圈地”式的同质化盲目扩张，转向煤电、新能源与储能协同规划，寻找基于系统真实需求的最优解。

“容量供需系数”是一个反映电力系统整体供需形势的宏观参数，而非煤电企业个体可直接控制的变量。企业的任务是通过提升自身在“可靠容量”中的占比与质量，来争取在系数放大激励时获得更大份额。对煤电而言，该机制传递出清晰的双重激励信号：一方面，必须通过技术创新与运行优化，确保在系统最需要时展现出最高的可靠性与顶峰能力，以获得“容量供需系数”调节下的更高额度补偿；另一方面，只有通过深度灵活性改造，具备适应更大峰谷差、更快速爬坡的能力，才能在高比例新能源系统中“调得下、顶得上”，从而在促进新能源消纳的过程中证明自身作为“可靠容量”的价值。这会驱动煤电企业从追求“高发电量”转向追求“高可靠性与高调节价值”，从而在支撑能源转型的同时，完成自身的角色转变与价值重构。

对标“新一代煤电”

倒逼技术全面升级

盈利模式的拓展必须建立在坚实的技术基础之上，《新一代煤电升级专项行动实施方案（2025～2027年）》（发改能源〔2025〕363号）是发展方向。在可靠容量补偿机制下，煤电技术发展的方向更应聚焦于“灵活、低碳、高效”三位一体，重点攻克深度调峰复杂工况下燃煤机组控制稳定性等难题。灵活性改造是当前最紧迫的任务。这包括：深度调峰技术，如锅炉低负荷稳燃改造、汽轮机通流优化、耦合熔盐储热、供热机组热电解耦改造等，确保机组能在20%~30%额定负荷甚至更低负荷下安全稳定运行；快速升降负荷技术，优化控制系统，采用“火储”联合调频等，提升锅炉和汽轮机的响应速度，满足电网对爬坡速率的要求；快速启停技术，甚至是长时调相运行，缩短机组从冷态、温态到热态的启动时间，适应日内频繁启停的运行方式，满足电力系统多样化需求。低碳化转型是中长期生存的必然要求。除了持续提升效率、降低供电煤耗外，生物质掺烧、混氨燃烧等技术为现役机组提供了可行的低碳燃料替代路径。碳捕集、利用与封存（CCUS）技术，虽然目前成本较高，但作为实现近零排放的终极技术选项，仍需开展前瞻性布局与示范。降本提效是永恒的主题。通过提升机组初参数、汽轮机通流改造、锅炉受热面优化、余热深度利用、低负荷节能优化以及智能控制系统升级等手段，持续挖掘机组节能潜力，降低发电成本，是在电能量市场竞争中保持相对优势的根本。此外，数字化与智能化技术贯穿所有环节。利用大数据、人工智能、数字孪生等技术，实现机组状态精准感知、运行优化、故障预警与智能运维，可提升机组可靠性、经济性和灵活性。这些技术改造需要巨大的资金投入，其经济性评估必须放在全生命周期和新的市场收益模型下进行综合考量。

拓展多元收益

迈向综合能源服务商

面对容量与电能量获利空间均不断收窄的双重压力，煤电企业传统的“发电-售电”单一盈利模式已不可持续。在新形势下，成功发展的机会在于拓展新的盈利模式，挖掘机组在新型电力系统中的多元价值。首先，辅助服务收益将成为重要的收入补充。除了传统的调峰、调频外，爬坡服务、转动惯量支撑、长时调相支撑等新型辅助服务品种的价值将逐渐凸显。煤电可主动研究市场规则，优化报价策略，将机组的灵活调节能力充分变现。其次，综合能源服务是拓展盈利途径的关键方向。利用电厂现有土地、厂房、蒸汽、热水、压缩空气、废弃资源等，向周边工业园区或城市提供冷、热、汽、气、水多联供，参与分布式能源、储能、充电桩等项目的投资运营，拓展甚至主动培养“50公里朋友圈”，扩大收入来源，尽可能地融入当地经济发展，实现从“发电商”向“综合能源供应商”转型。再次，碳市场收益的重要性日益上升。随着全国碳市场覆盖范围扩大和碳价逐步走高，煤电企业通过节能降碳改造降低碳排放强度，从而减少履约成本或出售盈余配额，将成为盈利的重要组成部分。另外，具备高可靠性的煤电机组，其容量价值或可通过金融工具进行对冲和增值，煤电企业可以开展容量租赁与金融衍生品的前瞻性探索，以期在电力市场完全成熟后，在将发电容量作为金融产品进行交易的过程中占得先机。

从甘肃看全国

按可靠贡献补偿规则的落地启示

甘肃省作为国家能源局批准的发电侧可靠性容量电价机制试点，其探索具有先行先试的标杆意义。甘肃试点办法的核心，是在一个电力现货市场机制成熟的地区，打破了电源类型的界限，引入容量供需系数概念，并以“可靠容量”作为统一的度量和价值补偿标准。它通过一套相对复杂的算法，综合考虑各类型机组的铭牌容量、厂用电率、可靠容量系数等因素，计算出各类型电源的“可靠容量”，并据此进行补偿；其中可靠容量系数，煤电机组基本为1，风光水等新能源按上年数据据实折算，电网侧独立新型储能按最大功率发电持续时长与6小时的比值折算。这种机制设计，将“114号文”的“平权”理念可操作化、具体化。作为相应配套措施，“甘肃办法”调整现货市场价格机制，缩小现货市场申报价格上、下限范围至0.5元/千瓦时与0.04元/千瓦时，减少电能量市场波动，明确提出要加强违规行为监管。

甘肃试点办法明确告诉所有调节性资源：可靠性容量补偿只与你对系统的实际贡献挂钩，与你的技术路线无关。这对于煤电的冲击是直接而深刻的。在甘肃，煤电机组必须与其他电源同台竞技，证明自己在高比例新能源环境下的可靠性与灵活性，否则其容量价值认定将大打折扣。甘肃试点运行的经验，如“可靠性容量”的精准计量与核查技术、不同电源性能差异的公平折算、与现有辅助服务市场的衔接等，都将为全国范围内完善“平权”机制提供借鉴。可以预见，“114号文”的出台，将推动更多新能源富集、系统调节压力大的省区，借鉴甘肃经验，探索符合本地实际的可靠性容量或多类调节资源统一补偿机制。全国统一电力市场及其配套容量补偿机制的建设，也将在未来逐步融入容量“平权”与“按可靠贡献补偿”的理念，我国的电力市场也会因此更加完善与成熟。对于煤电行业而言，不能再抱有“试点仅是特例”的侥幸心理，而应主动研究甘肃等地的规则细节，提前练兵，为应对更广泛的政策变化做好准备。