一份超过1800亿元的容量电费账单，正在重新定义煤电企业的收入结构，也点燃了新型储能市场的爆发点。
国家发展改革委、国家能源局2026年1月底发布的《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，将煤电机组通过容量电价回收固定成本的比例从30%提升至不低于50%。
这意味着煤电企业每年每千瓦可获得165元的固定收入保障。
新型储能首次在国家层面被纳入容量电价机制，彻底改变了行业盈利模式。电力行业正在从“发多少电赚多少钱”转向“时刻准备着也能赚钱”的新时代。
01 改革核心
此次容量电价改革的本质，是从“单一电量收入”转向 “电量收入+容量收入” 双轨制。对电力系统而言，它构建了新的价值评估标准。
过去，发电企业主要通过生产并销售电能获得收入。但随着新能源大规模并网，电网面临着新的挑战。
太阳能和风电具有波动性和间歇性，当这些清洁能源充足时，传统煤电机组需要减少发电；而在无风或夜晚新能源不足时，煤电又要快速顶上，保障电网稳定。
这就造成了一个矛盾：煤电机组必须时刻待命，承担“兜底调节”责任，但在电能量市场中，它们的发电机会和时间被挤压，难以收回建设和维护成本。
新的容量电价机制正是为了解决这一问题。它根据机组的可靠容量提供固定补偿，让调节性电源在“备而不用”时也能获得合理收益。
02 三大主线
随着容量电价的全面实施，电力行业正沿着三条主线进行深度重塑，每个方向都孕育着新的发展逻辑。
第一主线，传统火电企业正经历价值重估。过去火电行业被看作典型的周期性行业，业绩随煤价和利用小时数大幅波动。新的容量电价机制使这种商业模式发生根本转变。
从2026年起，煤电容量电价标准提升至每年每千瓦165元。这意味着一个百万千瓦的煤电厂，每年可获得1.65亿元的固定容量收入，这部分收入与发电量无关，为煤电企业提供了稳定的现金流基础。
政策实施两年多来，煤电机组已累计获得容量电费超1800亿元，从单一电量收入转向“电量+容量”两部制。这种收入结构的重塑，使火电企业的盈利波动性显著降低。
第二主线，新型储能迎来爆发期。这次改革首次在国家层面明确建立电网侧独立新型储能容量电价机制，具有里程碑意义。
新型储能的容量电价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。
这一设计首次在国家层面承认了新型储能作为系统调节资源的价值。过去，储能只能通过参与电能量市场和辅助服务市场获得收益，商业模式不够稳定。现在，容量电价成为其第三个收益来源，使投资回报可预期性大幅提高。
截至2025年底，全国新型储能累计装机规模已达144.7GW，同比增长85%。随着容量电价机制落地，这一增长趋势有望进一步加速。
第三主线，电力市场生态重塑。改革还优化了电力市场交易机制，允许各地适当调整省内煤电中长期市场交易价格下限。
随着容量电价提高，煤电需通过电能量市场回收的成本下降，这为电能量市场价格机制优化创造了空间。
2025年，我国电力现货市场建设取得突破，除京津唐和西藏外，其余地区均已纳入现货市场覆盖范围，全国共形成25个电力现货市场运行地区。
电力市场正从简单的“电量竞争”向 “容量价值、调节价值、电能量价值” 多元竞争转变。
03 数据背后
数字直观地反映了容量电价机制带来的变化。煤电企业获得的容量电费已超过1800亿元，这些资金正在改变电力行业的经济生态。
实施容量电价后，煤电机组顶峰能力明显提升。浙江煤电机组缺陷受阻率从实施前的2.2%左右，降至2024年的0.85%，降幅高达61.36%。
山西煤电纯凝机组受阻率从1.2%降至0.45%，供热机组受阻率从1.7%降至0.68%，均下降超过60%。2025年迎峰度夏期间，南方电网煤电机组受阻率创近5年同期最低，较2023年同期下降62.5%。
随着新能源装机快速增长，煤电利用小时数呈现下降趋势。2025年，全国煤电利用小时低于4000的省份已达13个，其中广西、青海、辽宁三省（区）煤电利用小时已不足3000。
这种情况下，容量成本补偿机制正日益成为煤电机组回收成本的主要途径。
04 转型之智
容量电价改革的深远影响不仅在于当下的收入结构调整，更在于为构建新型电力系统提供了制度基础。它体现了能源转型过程中的系统思维。
随着新能源占比提高，电力系统的可靠性面临新挑战。传统电力系统主要依赖可调度电源保障供电安全，而高比例新能源系统需要多元灵活性资源协同支撑。
通知提出，电力现货市场连续运行后，有序建立可靠容量补偿机制。这一机制将不同技术类型的机组放在同一评价体系内，按照其可靠容量贡献给予补偿，实现了“同工同酬”的公平原则。
改革还特别强调要 “结合电力供需关系、用户承受能力、电力市场建设进展” 确定补偿标准。这体现了政策制定者在推进能源转型时的审慎态度，既考虑系统安全需要，也顾及经济社会承受能力。
05 产业新局
容量电价改革正在重塑电力行业生态，传统煤电企业重新定位自身角色，新型储能等新兴产业获得发展动力，整个行业向着更加市场化、高效化的方向演进。
对煤电企业而言，容量电价提供了稳定的收入预期，但同时也对其运行管理提出更高要求。政策明确表示，要 “加强容量电费考核” ，对未能达到考核要求的机组，应扣减容量电费或可靠容量补偿费用。
这意味着，获得容量电费不再是“铁饭碗”，机组需要保持良好的运行状态和顶峰能力。
对于新型储能，政策明确电网侧独立新型储能电站实行清单制管理。这种管理模式有助于规范市场发展，防止无序竞争，确保真正具备系统价值的高质量项目获得支持。
未来，随着可靠容量补偿机制全面建立，各类电源将在统一标准下公平竞争，按顶峰贡献获取收益，形成一个更加高效、透明、可持续的电力市场环境。
随着容量电费纳入系统运行费用由工商业用户承担，电力行业的成本传导机制更加透明。对于依赖稳定电力供应的制造业和数据中心来说，容量电价带来的电力系统可靠性提升是无可替代的价值。
电力现货市场中，甘肃、辽宁等新能源占比高的地区，现货市场价格全年触及下限的时长已超过2000小时。在这种市场环境下，容量电价不仅是对调节性电源的补偿，更是对整个电力系统安全运行的保障。
这次改革改变了整个行业的游戏规则——电力系统最需要的不仅是能发电的机组，更是关键时刻顶得上的容量。
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