数字储能网讯：《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”）是现阶段电力市场容量电价的核心政策，全国各省市需依托其顶层改革框架，结合区域电网运行特征、电力市场建设进度与电源结构现状，出台本地化配套实施细则，作为现阶段完善发电侧容量电价、规范可控电源可靠容量补偿的核心执行依据。各地114号文配套实施细则需突破原有煤电专属容量核算局限，统一煤电、燃气发电、抽水蓄能、新型储能等全品类可控电源核算标准，明确将机组合规自用厂用电纳入可靠容量刚性扣减范畴。煤电厂用电扣减并非单一核算口径微调，也非针对煤电行业专项管控，而是立足新型电力系统高比例新能源并网特征，锚定顶峰净送出力核心价值，落实全电源同工同酬、按效付费原则，整治属地容量核算乱象、倒逼机组节能降碳技改、平稳疏导终端用电成本、补齐电力市场化闭环管理短板的系统性制度重构。
一、政策溯源：两代政策迭代升级，地方细则实现容量核算口径根本性革新
（一）《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”）：适配传统电力系统的阶段性煤电试点政策
1501号文具备鲜明的过渡期、试点型属性，是电力现货市场运行初期，为化解煤电兜底保供经营困境推出的煤电专项容量电价政策，并未覆盖全品类电源、未形成市场化统一核算规则。政策落地初期，国内新能源并网装机占比偏低，现货市场仅部分区域试运行，全网保供高度依赖煤电机组，煤电承担了绝大多数极端工况高峰兜底任务。受煤炭价格市场化波动、上网电价限价管控、机组深度调峰频次提升等多重因素影响，国内存量煤电固定成本亏损面持续扩大，机组保供积极性与运维主动性有所下滑，电力保供结构性风险逐步凸显。
为此，1501号文搭建了简易化、保供导向的过渡期容量补偿机制，阶段性特征十分突出：一是适用主体仅限煤电机组，未覆盖燃气、抽蓄、储能等可控电源，属于单一品类专项政策；二是核算口径粗放简化，统一采信机组铭牌额定容量，全国煤电年度固定成本核定标准为330元/千瓦·年，各地按30%、50%两档比例回收固定成本，全程豁免厂用电扣减，不区分机组投产年限、能效层级、实测厂用电损耗差异；三是履约考核标准宽松，仅核验机组铭牌最大出力，未考核极端高峰外网实际净送电能力，容量电费核发门槛相对偏低。该机制短期有效稳固了煤电经营基本面、缓解行业持续性亏损、保障电网高峰供电稳定，但也形成了“装机即收益、自用算保供”的制度短板，难以适配新能源规模化并网后的新型电力系统运行格局，为后续全国统一改革、地方细则细化完善预留了优化空间。
（二）114号文政策升级：承接试点经验，搭建全网统一可靠容量补偿体系
随着电力现货市场实现全域连续运行，国内风电、光伏累计并网装机规模超越传统火电，跃升为第一大类并网电源，电力供需格局发生根本性转变。系统电力缺口由传统常态电量供给缺口，逐步转变为极端高温、极寒天气下的可调顶峰容量缺口，电力价值正式拆解为电能量、有偿辅助服务、可靠顶峰容量三类独立交易标的，1501号文煤电专属、粗放化的试点机制已完全不适配当前电力系统运行需求。
在此背景下，全国各省市需对标114号文顶层改革精神，出台本地化配套实施细则，全面承接三年煤电容量电价试点经验、补齐过渡期制度短板，完成容量补偿机制的系统性升级。各地114号文配套实施细则需破除“装机即价值、装机即补偿”的传统粗放逻辑，构建起技术中立、全品覆盖、据实核算、履约对标净出力的全新市场化规则体系：一是适用范围需全面扩容，将煤电、燃气联合循环机组、大型抽水蓄能电站、独立新型储能等全部并网可控电源纳入统一核算范畴；二是核算口径需彻底革新，摒弃铭牌装机一刀切计价模式，统一以顶峰外网净上网容量为核心核算基数，刚性扣减机组合规自用厂用电、站内辅机损耗及备用负荷；三是改革目标需多维升级，兼顾电网保供安全、电力市场公平、机组节能降耗与终端电价可控，彻底告别单一煤电保本兜底的试点定位，实现容量机制市场化、规范化、精细化落地。以行业通用测算案例为例，单台60万千瓦煤机，按各地细则通用平均厂用电率6.5%测算，铭牌装机60万千瓦对应的有效可靠容量仅56.1万千瓦，需刚性扣减3.9万千瓦自用容量。这种测算模式将彻底终结粗放式的铭牌计价模式。
二、物理底层逻辑：立足全网电力平衡，细则需规范厂用电扣减、还原真实保供能力
各地114号文配套实施细则需统一推行厂用电差异化刚性扣减机制，核心物理逻辑清晰且贴合电网运行本质：电力系统可靠容量补偿，仅针对可稳定送入公共电网、有效填补外网负荷缺口的净送出力付费。机组站内自持厂用电、辅机损耗、站内备用负荷仅服务机组本体启停、运维、环保等自持需求，不参与全网电力供需平衡，不具备极端工况顶峰保供价值，不得纳入容量补偿核算基数。各地细则需通过统一、标准化的核算规则，有效整治试点阶段厂用电边界模糊、核算标准混乱、有效容量虚高、监管套利频发等行业乱象，同时依托市场化激励机制倒逼全品类可控机组开展节能技改，充分释放存量机组外网送电潜力。
一是自持负荷属性特殊，不属于电网可调公共资源。各地细则需统一界定，并网发电机组发电量分为外网供电与站内自用两类权属电能：外网净电量并入公共输配电网，直接服务终端用户用电需求，可有效填补区域高峰电力缺口，属于合规有效保供容量；厂用电主要用于机组启停运维、环保治理、设备冷却、原料储运等站内生产环节，仅在站内母线闭环流转，不对外并网、不调剂外网负荷。无论是煤电磨煤机、循环水泵耗电，还是燃机、抽蓄、生物质机组的站内运维耗电，属性均为机组自持生产能耗，无法参与电网顶峰保供，不具备容量补偿价值。
二是极端保供时段厂用电刚性占用，无调剂压缩空间。各地细则需重点明确，夏冬极端负荷高峰保供窗口期，所有满发运行机组的环保、冷却、除尘等核心辅机需全负荷投运，厂用电量同步达到峰值，机组自用出力呈现刚性占用、不可压降的典型特征。若延续旧规则豁免厂用电扣减，将直接虚增机组有效顶峰供电能力，高估区域保供冗余，造成电网负荷预判失真，大幅提升极端天气下分区限电、供电紧缺的运行风险，违背全网电力平衡与电网安全运行基本规律。
三是差异化扣减精准写实机组真实保供能力。针对1501号文试点阶段核算一刀切、无视机组能效差异的制度弊端，各地114号文细则需全面推行差异化扣减机制，依托辖区内机组多年实测厂用电率大数据，精准区分老旧低效机组与新建高效机组、常规机组与节能技改机组的损耗差异。老旧存量煤机辅机能耗高、系统能效偏低、厂用电率偏高，对外净顶峰送电能力偏弱；新建超超临界高效煤机节能性优异、自用损耗更低、净出力水平更高。差异化扣减模式需客观还原单台机组的真实兜底保供能力，保障容量核算结果真实、公允、贴合电网实际运行工况。
四是统一核算标尺，整治属地长期核算乱象。试点阶段国家层面未出台统一的厂用电边界认定、扣减核验细则，各地执行标准不统一，长期存在经营性用电违规并入厂用母线、不同电源品类核算差异化优待、顶峰厂用电数据不实、技改新增自用负荷未动态更新核算系数等突出问题，直接导致全网有效容量虚高、市场公平性不足。各地落地114号文配套细则后，需统一厂用电边界界定、扣减标准与核验流程，彻底整治行业长期存在的核算不规范问题，夯实容量市场公平运行基础。
三、经济定价逻辑：明晰权责、平抑成本，细则需构建公平可控的容量定价体系
各地114号文配套实施细则需要落实“权责对等、同工同酬、成本可控”的市场化定价原则，通过厂用电刚性扣减制度设计，清晰划分发电企业与终端用户的成本权责，杜绝无效生产能耗成本向用户侧转嫁，抹平不同电源品类计价差异，构建起公平规范、风险可控的容量电价经济传导机制，有效补齐1501号文试点阶段成本管控缺失、权责界定模糊的制度短板。
第一，厘清成本权责边界，杜绝无效成本重复补偿。各地细则需统一界定机组固定成本权属，明确两类成本的责任主体与补偿边界：一类是外网并网配套设备成本，主要包含发电机主机、升压配电、外网并网线路的投资与运维成本，核心功能为生产电能、输送电能、保障终端供电，该部分产能形成外网净可靠保供容量，对应的固定成本无法通过电量市场、辅助服务市场全额回收，依规由终端用户通过容量电费合理兜底补偿；另一类是站内自用配套设施成本，包含环保治理、循环冷却、原料处理、站内配电母线、厂区运维配套设施的运维成本，仅服务机组本体自持运转，属于发电企业生产经营自备成本。细则需明确，容量补偿仅覆盖公共保供类成本，机组厂用电对应的自用能耗成本不得纳入补偿基数、不得转嫁终端用户，彻底解决试点阶段“终端用户为电厂自用耗电付费”的权责错位问题。
第二，统一全电源核算口径，夯实市场公平竞争基础。依托114号文顶层改革导向，各地细则需实现煤电、气电、抽蓄、储能等所有可控电源计价规则完全统一，全部以外网净送出力为核心核算基数，彻底剔除机组自用损耗、无效出力与站内备用负荷。该规则需彻底破除传统火电依托铭牌装机形成的计价红利，终结不同电源品类的核算优待与政策倾斜，严格落实全电源同工同酬，倒逼发电企业主动开展辅机变频改造、系统能效升级，通过常态化压降厂用电率、提升真实顶峰保供能力获取合规容量收益，全面净化电力市场竞争环境。
第三，严控社会用电成本，守住终端用户承受底线。各地细则需明确，区域全部可靠容量补偿费统一纳入系统运行费用，最终由终端用户按全社会用电量比例合理分摊。若延续旧规则不扣减厂用电，全网无效虚假容量将被动抬升区域容量补贴总规模，直接推高工商业生产经营用电与居民生活用电成本。同时，各地细则需同步落地新增项目电价承受能力前置评估机制，明确新增保供电源、存量机组技改扩容项目必须完成电价承压评估，未通过评估的项目不予纳入容量补偿名录，从源头管控无效容量、压缩不合理财政与用电成本支出，实现电力安全保供与终端电价稳定的双向平衡。
第四，构建双向制衡机制，稳定行业长期经营预期。各地需在落实顶层政策、将煤电固定成本回收比例提升至不低于50%、保障发电企业合规收益的基础上，通过从严扣减厂用电无效容量、精准核定机组真实有效容量，构建“收益提标、口径从严”的双向制衡体系，杜绝企业依托虚增装机规模套利、获取超额利润，在保障煤电行业可持续经营的同时，牢牢守住全社会用电成本可控底线。
四、机制衔接逻辑：适配新旧机制切换，细则需完善核算考核闭环管理
结合全国容量机制改革过渡部署与区域市场建设差异，各地114号文配套实施细则需要因地制宜设置平稳过渡方案，区分电力现货常态化运行区域与非运行区域，分类落地新旧机制衔接规则，需将厂用电扣减要求全面贯穿容量核定、费用结算、履约考核全流程，保障改革平稳有序落地、新旧机制无缝衔接。
一是重塑顶峰履约考核基数，贴合电网实操逻辑。各地细则需全面更新履约考核体系，摒弃传统粗放式铭牌容量考核模式，明确扣减厂用电后的净可靠容量为唯一履约考核基数。电网调度考核仅核验机组实际上网送出电量与外网净出力，不统计、不认可机组站内自用厂用电负荷。以60万千瓦煤机为例，按6.5%厂用电率测算，机组核定净可靠容量为56.1万千瓦，若高峰实际上网净出力未达标该核定数值，即判定为顶峰履约违约、依规扣减对应容量费用。该测算模式将彻底解决旧机制考核宽松、约束弱化、脱离电网运行实况的问题。
二是适配收益提标政策，实现改革双向制衡。按照顶层改革统一导向，各地细则需全面提高煤电固定成本回收比例，强化保供型电源收益保障力度。与此同时，需通过刚性扣减厂用电无效容量、从严核定机组真实顶峰保供能力，收紧容量核算准入标准，有效防范机组依托虚增装机规模获取超额补偿，平衡“稳发电企业收益、稳电力市场秩序、稳终端用户成本”三大核心目标，稳定行业长期稳健经营预期。
五、行业延伸：细则改革背后，煤电盈利逻辑与功能定位的终极迭代
各地全面落地114号文配套细则与厂用电扣减机制，本质是依托新型电力系统转型需求，完成煤电行业功能定位与盈利模式的市场化重塑，标志着国内电力行业发展逻辑的根本性迭代。传统电力系统阶段，煤电作为电量型主力电源，核心价值是最大化上网发电量，企业核心盈利依靠电量价差收益，厂用电仅作为附属生产经营成本，无需精细化管控；而在新型电力系统下，新能源充足兜底日常电量供给，全网常态电量供给趋于富余，极端高峰可调容量、电网兜底保供能力成为系统最核心的稀缺资源，煤电全面转型为保障性、调节性兜底电源，电量交易盈利空间持续收缩，容量补偿逐步成为核心稳定收益来源。
行业经营逻辑彻底迭代升级：从传统的“发电量盈利”全面转向新型的“保供能力盈利”，容量计价标准也从“看装机规模、看设备体量”彻底转变为“看外网净送电能力、看顶峰履约水平”。各地细则需将无任何外网保供价值的厂用电彻底剔除出容量补偿基数，是电力市场化改革的必然结果。该机制需形成强力正向激励导向，倒逼煤电企业加快辅机节能技改、拆分生产用电与经营性用电母线、优化高峰时段精细化运维策略，持续压降极端工况下的刚性厂用电损耗、提升净上网履约能力，主动适配全新的容量市场化规则，推动行业发展从“规模扩张”向“提质增效”深度转型。
煤电可靠容量扣除厂用电，并非国家顶层文件的硬性要求，而是全国各省市依托114号文改革导向、立足区域电网运行实际、适配地方市场特征落地的精细化、系统性制度安排，绝非简单核算参数微调。其核心准则需贯穿各地细则落地全过程：容量补偿只为对外顶峰送电能力付费，不为机组自用运转能耗买单。各地细则需通过统一厂用电扣减、容量核算、费用考核、电费结算全流程规则，有效抹平不同电源品类计价差异、整治行业长期核算乱象、清晰界定发用双方成本权责，筑牢技术中立、公平公正的容量市场制度根基。对发电企业而言，吃透属地114号文实施细则、持续优化机组能效水平、做实顶峰净出力履约能力，是适配新机制、实现行业稳健经营的必经路径；对全网电力体系而言，本轮地方细则改革需有效挤干容量核算水分、强化全网节能降碳导向、平稳平抑终端用电成本，协同守住电力安全保供、能源绿色转型、民生电价稳定三大核心发展底线，助力新型电力系统高质量、平稳化、可持续转型。
