2026年起 这一电价上调！

根据2023年国家发展改革委、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），2026年起，各地通过容量电价回收固定成本的比例将提升至不低于50%，这一比例较于2024-2025年多数地区的30%，实现了大幅跃升。这一调整并非简单的电价上浮，而是我国电力市场改革进程中的关键节点，标志着煤电从“电量提供者”向“容量支撑者”的转型进入深水区。

数据显示，2024年作为煤电容量电价政策正式实施的第一年，全国煤电机组累计获得容量电费950亿元，折度电容量电价2.07分/千瓦时，主要发电企业容量电费获取率接近90%。随着2026年调整窗口的开启，这一数字将迎来显著变化，进而对煤电企业、新能源企业、电网公司、电力用户乃至储能产业产生深远影响。

一、容量电价：为何而生？如何计算？

要理解2026年煤电容量电价的调整，首先必须厘清容量电价的核心内涵。

01

从“单一制”到“两部制”

“单一制电量电价”模式下，发电企业的收入与其实时上网的电量直接挂钩，奉行“多发电、多收益”的商业逻辑。这一模式在电力供需关系稳定、煤电作为基荷电源的时代行之有效。

然而，随着可再生能源占比激增，煤电的核心价值转变为在关键时刻提供瞬时、可靠的电力和灵活的调节能力。在此背景下，“两部制电价”应运而生。而“容量电价”是“两部制电价”的一部分。所谓“两部制”，就是将煤电企业的收入拆分为两个独立的部分：

容量电费（容量收入）：代表对发电企业“提供并维持发电能力”这一服务的补偿。只要机组符合调度要求，处于随时可启动的状态，无论它是否实际发电，都能获得这部分收入。其计量单位是“元/千瓦·月”或“元/千瓦·年”，付费的是“能力”本身。

电量电费（电量收入）：代表对发电企业“实际发出电能”的补偿，通过市场竞争形成价格，计量单位为“元/千瓦时”。

简单来说，容量电价是为“可靠容量”付费，电量电价是为“实际电量”付费。

02

容量电价产生的必要性

在可再生能源占比不高的时代，煤电机组利用小时数高，依靠电量收入足以覆盖成本并盈利。但如今，形势已变：

煤电功能定位转变：煤电正从过去的“主力电源”转变为“调节性电源”和“支撑性电源”。其主要任务不再是持续满负荷发电，而是在风光不足时快速顶上去，在负荷低谷时灵活降下来，成为电网的“稳定器”和“备份电源”。

固定成本回收困境：火电企业的折旧、利息、人工等固定成本占比很高。利用小时数大幅下降后，电量收入锐减，无法覆盖固定成本，导致行业性亏损。没有合理的回报，企业就没有动力投资新建机组，甚至没有意愿维护现有机组，最终危及电力安全。

激励保障系统可靠性：容量电价机制直接激励发电企业保持机组的良好状态，及时进行环保改造和灵活性改造，确保在电网需要时“开得起、顶得上”。它购买的是整个电力系统的“保险”。

因此，容量电价机制不是保护落后产能，而是对煤电在新型电力系统中不可替代的“兜底保供”和“灵活调节”价值的公允定价，是保障能源安全的必然要求。

03

容量电费怎么计算？

容量电费的计算遵循一个清晰的核心公式：

某机组当月容量电费=国家核定的容量电价率×该机组合规可用容量

容量电价率（元/千瓦·月）：这是关键参数。它并非随意设定，而是基于对全国煤电行业典型机组的固定成本进行核算后得出的。计算公式为：

容量电价率=（全国煤电机组年平均固定成本×容量电费比例）/12个月

举例说明：假设经核定，全国煤电机组年平均固定成本为330元/千瓦。在2024-2025年过渡期，容量电费比例为30%。

年容量电价率=330元/千瓦·年×30%=99元/千瓦·年

月容量电价率=99元/千瓦·年/12月=8.25元/千瓦·月

到了2026年，比例提升至50%，则：

年容量电价率=330元/千瓦·年×50%=165元/千瓦·年

月容量电价率=165元/千瓦·年/12月≈13.75元/千瓦·月

可以看到，2026年的调整，核心就是把这个“率”大幅提高了。

合规可用容量（千瓦）：这不是机组的铭牌容量，而是需要扣减的。如果机组因自身原因（如故障、检修不及时）导致在电网需要时无法投运，或者不服从调度指令，其当月可获得的容量就会被相应扣减。这体现了“奖惩分明”的原则，激励企业做好运维。

二、各地区执行情况与差异

我国能源禀赋和转型进度区域差异显著，容量电价实施“基础统一、区域差异化”的阶梯式推进，兼顾政策方向与地方实际。

01

2024-2025年各地区执行情况

在2024-2025年，多数地方的回收比例为30%左右，即每年每千瓦100元，涉及北京、上海、江苏、浙江、山东、广东、天津、河北、山西等26个省级电网。这些地区电力需求大，但可再生能源发展也较快，煤电在转型过程中需要逐步降低比重，因此回收比例相对适中。

部分煤电转型较快区域回收比例为50%左右，包括河南、湖南、重庆、四川、青海、云南、广西等7个省级电网，执行容量电价为每年每千瓦165元。这7地能源转型速度较快，对煤电机组兜底保障需求较突出。例如，四川和云南水电资源丰富，但在枯水期仍需要煤电作为补充电源，因此对煤电的容量支撑作用依赖较大，回收比例也相应较高。

02

2026年及以后各地区调整情况

2026年起，各地容量电价回收固定成本比例将提升至不低于50%。云南、四川等煤电转型较快地方比例提升至不低于70%。这些地区在能源转型过程中，虽然可再生能源发展迅速，但考虑到电力系统的稳定性和可靠性，仍需要较高比例的煤电容量作为支撑。

甘肃省发改委于7月14日发布《甘肃省关于建立发电侧容量电价机制的通知（征求意见稿）》，煤电机组、电网侧新型储能容量电价标准暂按每年每千瓦330元执行，执行期限2年。《通知》是全国首个省级层面独立制定的容量电价机制，对煤电进行全容量固定成本补偿，固定成本回收比例从原来的30%升至100%，实现煤电固定成本补偿“一步到位”。

此外，安徽、广东已发文明确，煤电机组容量电价由100元调整为165元/千瓦·年（含税），宁夏也征求意见，煤电机组、电网侧新型储能容量电价标准2026年1月起按照165元/千瓦·年执行。

三、对电力市场主体有哪些影响？

2026年容量电价比例不低于50%的调整，将打破电力市场原有利益平衡，对各主体产生深远影响，推动生态链重构，形成“利益再分配、角色再定位、模式再创新”的格局。

01

对煤电企业：从“求生”到“谋变”

这是最直接、最深刻的受影响主体。

经营状况根本性改善：50%以上的固定成本通过容量电费回收，意味着煤电企业获得了稳定、可预期的“保底收入”。这极大地缓解了行业的亏损压力，使企业从“求生”的挣扎中解脱出来，有能力去“谋变”。

角色定位与盈利模式重塑：煤电企业的核心KPI将从“多发小时数”转向“高可靠性”和“强灵活性”。企业会更有动力投资于机组灵活性改造、智慧运维和延寿技术，因为确保机组“随调随起”是获得全额容量电费的前提。其盈利模式从“卖电量”变为“卖可靠容量+卖调节服务”。

市场竞争行为改变：在电力现货市场中，由于固定成本已大部分被覆盖，煤电可接近燃料成本报价，压低非高峰时段出清价，高峰时仍主导价格，形成“低谷低价、高峰稳价”特征。辅助服务市场成为新利润点，调峰能力强的机组可获额外收益，拉大盈利差距。

战略分化加速优胜劣汰：优质机组会凭借其高可靠性、快速响应能力，不仅在容量市场获利，还能在辅助服务市场（调峰、备用等）获得超额收益。而老旧机组，即使有容量电费支撑，也可能因频繁被扣减容量或无法在电量市场竞争而最终被淘汰。

02

对新能源企业：机遇与挑战并存

容量电价虽针对煤电，却对新能源产业产生深远间接影响，机遇与挑战并存，推动行业从“规模扩张”向“质量提升”转型。

机遇在于并网消纳“天花板”抬高：容量电价为新能源的快速发展扫清了一个巨大障碍。过去，电网因担心稳定性而对新能源接入有所顾虑。现在，有了可靠的煤电作为备份，电网可以更放心地接纳更高比例的不稳定能源。

挑战来自市场竞争加剧：如前所述，煤电机组在现货市场的低价竞争，会拉低平均电价水平。这意味着，新能源企业在参与市场化交易时，可能面临更低的签约电价，对其收益预期构成挑战。

对配套储能的要求凸显：容量电价显性化新能源波动的“外部成本”，电网和用户更关注其“可预测性+可调节性”，推动项目从“裸奔并网”转“源网荷储一体化”。2026年起新建项目配储比例或从10%-15%提至20%以上，企业将强化发电预测精度，提升市场竞争力。

03

对电网公司：角色转型与责任加重

容量电价将电网推向市场核心，调度模式、责任边界和规划思路全面变革，从“电力输送者”转为“系统资源整合者”。

调度运行模式变革：电网调度中心需要从传统的“计划调度”向“市场化调度”精细转型。它不仅要负责安全稳定运行，还要成为容量资源的“大管家”，需要对每一台受补偿煤电机组的性能、状态了如指掌，并对其进行科学、公正的考核。

保供责任与成本疏导压力：电网企业是容量电费的“收集者”和“支付者”。它负责向用户侧收取容量电费，并支付给发电企业，这使其处于舆论和监管的中心。

规划思路调整：在电网规划中，对新建输电线路的必要性评估需要加入新的维度。由于本地煤电的可靠性得到保障，一些长距离输电线路，其经济性可能需要重新评估。

04

对电力用户：为“可靠性”买单的时代来临

电价结构的变化：终端用户的电费账单将清晰地出现“容量电费”这一项（特别是对于工商业用户）。这意味着，用户开始为自己所需的“随时可用的电力”这一可靠性服务直接付费。

用电成本的结构性上升：在短期内，由于增加了容量电费这一块新的成本，全社会平均用电水平可能会有所上涨。

激励用户侧管理：长期看，容量电价机制会传导至用户侧，催生更精细化的电价套餐（如分时电价峰值更高），从而激励用户调整用电习惯，在高峰时段减少用电，或者投资建设用户侧储能、分布式光伏等，以降低自身的容量电费负担。它为综合能源服务、需求侧响应等新业态创造了巨大的市场空间。

05

对储能产业：迎来容量补偿“红利期”

独立市场主体地位获认可：甘肃、宁夏等多地已明确将电网侧新型储能纳入容量电价补偿范围，标志着其作为电力系统独立可靠容量提供者的身份正式获得政策认可。

商业模式实现根本性突破：获得容量电费意味着储能项目除了获取电量电费和辅助服务收入外，新增稳定的容量电费来源，大幅改善投资回报周期。其商业模式将从过去依赖“电量电费+辅助服务”的单一模式，升级为“容量电费+电量电费+辅助服务收入”的多元化盈利结构。

技术性能要求同步提升：将对储能的系统性能、运维质量和调度服从性提出更高要求。激励企业优先采用技术成熟、循环寿命长、性能衰减慢的电池技术，并投资于智慧运维体系，确保在电网需要时“放得出、顶得上”。

结语

随着2026年容量电价比例提升至不低于50%的比例，中国电力市场将进入“容量-电量-辅助服务”多元市场协同运行的新阶段。

这一机制的落地并非终点，而是电力市场适应新型电力系统的起点。当前，如何精准量化煤电的系统调节价值、如何兼顾区域间成本分摊的公平性、如何衔接各类电源的容量补偿逻辑，仍是需要持续破解的课题。

未来，随着能源转型推进和电力市场机制完善，容量成本回收比例有望在现货市场成熟地区进一步优化，老旧机组延寿改造的政策支持也将持续完善，以保障容量资源稳定供给。长远来看，容量电价机制还可能逐步拓展至核电、抽水蓄能等调节性电源，最终构建覆盖全电源类型、适配新能源高比例发展的容量市场体系。