2026年公用事业行业：容量电价，因何而来？向何处去？

容量补偿机制，为何如此重要？

容量电价是为了弥补容量成本所支付的电价。容量成本主要为电厂的固定成本，包括电 厂的资本费用、固定运行维护费用、固定税金及盈余公积金等。与容量电价对应的是电 量电价，其目的在于弥补电量成本所支付的电价，而电量成本一般会随发电量多少而变 化的成本，包括燃料费用、水费及变动的维护费用等。容量电价和电量电价共同构成了 新的电价体系，即两部制电价体系，与传统的单一制上网电价体系相比，两部制上网电 价最大的优势在于有利于发电企业将其全部或部分固定成本进行有效回收，同时也能在 一定程度上保障电力企业获取合理盈利，避免出现亏损及超额盈利的情况。容量电价与 电力现货市场的推进本身是相辅相成的，而且没有容量电价的现货市场，固定成本回收 将成为巨大压力，电力市场化改革也将面临极大阻力，而没有电力现货市场，价格形成 也将无异于行政定价，电力市场化改革也将是无根之源。

张弓没有回头箭，电力市场化改革加速推进。2021 年以来，我国电力市场化改革加速 推进，2021 年的《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》奠定了火电 全面参与电力市场的起点，随后以中长协市场为主，现货市场为辅，容量电价作为重要 补充的火电电价形成框架基本建立。而且尤其以 2025 年 1 月 1 日正式开始施行的《能 源法》为代表，明确强调国务院能源主管部门会同国务院有关部门协同推动全国统一的 电力交易市场机制建设，电力市场化方向以法律的形式予以确定，市场化改革将难以回 头。

现货市场加速推广，2026 年全国均有望转正运行。电力市场化改革推进典型特征就是 电力现货市场的推进，可以说“无现货，不市场”，电力现货市场对中长期的补充、价格 发现以及电力平衡起到至关重要的作用。2025 年 4 月，国家发改委、国家能源局联合 印发《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》，明确要求 2025 年底前基本实现电 力现货市场全覆盖，全面开展连续结算运行，截至目前全国多数省份现货市场已经转入 连续试运行，预计 2026 年全国除个别省份以外，现货市场均有望转正运行。

现货与长协定价逻辑并不相通，现货缺点是难以清晰保证固定成本回收。当前电力现货 市场定价机制均为边际成本定价，理想状态下发电机组的最优报价策略是按边际成本报 价，对于低成本机组而言，成交电价高于其发电成本，故可回收部分容量成本。对于运 行成本较高的边际机组而言，系统出清电价与其运行成本接近，固定成本不能完全回收， 不足的部分被称为收入缺失。当机组投资意愿下降，系统发电容量严重不足时，市场频 繁会出现稀缺电价，从而使得边际机组可足够覆盖其运行投资成本，但当前各国为保障 电力系统安全，必须使得装机容量达到一定充裕程度，即往往呈现出一定过剩，且设置 了电能量价值的上限，导致现货市场稀缺电价的幅度和频率均被极大限制，出清机组在 电能量市场上的收入不能覆盖其成本，即出清机组在电能量市场可以回收边际成本（往 往是燃料成本），但固定成本无法保证回收，在纯现货交易机制下电企亏损成为定局。 而且随着新能源占比持续增加，进一步挤压了火电的出力空间，同时由于其零边际成本 的特点，也拉低了电能量市场平均电价，对火电盈利提出更大挑战。

供需宽松格局下的现货市场，套利空间推动长协与现货“电价平权”。我国现货市场的 推广与我国电力供需由紧张到宽松的节奏几乎同步，导致现货市场电价对整体电价表现 几乎是同步产生了负面的拖累：2022 年以来，随着“3 个 8000 万”煤电项目计划持续 推进，煤电建设新周期开启，投资快速增长。2025 年我国新增火电装机达 9450 万千瓦，创有记录以来最高值，但随之而来的是前期偏紧的供需格局得到极大缓解，电力行 业供需环境由紧张向宽松演进。宽松的电力供需环境下，沿海省份现货电价长期低位运 行，广东、江苏等有数据公布的沿海省份现货电价显著低于长协电价，进而形成现货电 价拖着长协电价下行的不利结果。现货电力市场对中长协电价的影响在 2025 年 6 月份 江苏省电力现货市场首次连续试运行最为典型，6 月份江苏省长协电价环比大幅下跌， 虽然后续电价仍有反弹，但也已足以说明中长协与现货之间的“电价平权”趋势。

限制套利难以从根本解决问题，创纪录的售电盈利已经足以说明。在宽松的格局下，站 在发电侧的角度，长协电价不仅仅需要考虑对燃料成本（边际成本）的回收，还需要考 虑对固定成本（折旧等支出）的回收，而我们在前文已经探讨，现货为边际成本定价的 市场，如此一来，二者售卖的是同种商品——电能量，但定价机制并不相同，中长协与 现货几乎成为了双轨制定价。作为售电侧，在面对低位运行的现货电价与偏高的长协电 价之间，理性的选择几乎必然是从现货市场上购入廉价的现货电量，尽可能再以长协价 格出售给用户。在宽松市场机制下，用户侧几乎处于不对称的竞争优势，除非长协定价 也同样不考虑固定成本的回收，否则套利空间几乎是确定性的。从实证的角度也确实如 此，如广东省 2024 年以来连续出台政策回收售电侧超额套利，但确定性的套利空间几 乎接近无风险收益，近年来广东省独立售电公司度电盈利连续创新高，且 2026 年广东 省年度长协电价在现货的低电价压力下，触及跌停板。

电价降幅偏大，火电经营压力已经不容忽视。双轨制的短板在新年的长协电价谈判体现 的淋漓尽致，由于各省份多数并未公布长协电价结果，我们使用代理购电电价作为近似 替代参考，可以看到 1 月份全国多数省份的电价同环比多数有明显下降，尤其沿海省份 电价降幅尤为明显，如广东、江苏、浙江、安徽等地 1 月代购电价同比降幅均超过 5 分 /千瓦时。然而 2025 年沿海大量电厂度电毛利尚且不足 5 分/千瓦时，以粤电力 A 为例， 2025 年上半年煤电度电毛利仅 2.6 分/千瓦时，浙能电力度电毛利也仅有 5 分/千瓦时， 若再考虑三费等成本支出等因素，在 2026 年的电价背景下，部分沿海煤电电厂甚至存 在亏损压力。当然后续月度及现货电价等仍会对最终上网电价产生一定支撑，但整体而 言火电经营压力已经不容忽视。

固定成本回收机制箭在弦上，熨平双轨制成本鸿沟是必要选择。我们在前文中所阐述的 结论似乎预示着电价的困境难以破局，但实际上，彻底市场化的环境下电力行业自身也 能解决，当电价出现连续下调带来亏损压力时，市场化逻辑理应是电厂出清供给收缩， 供需关系再度趋紧。现货电价虽然是边际成本报价，但在供需紧张时价格弹性也会体现， 频繁出现的尖峰电价一样可以熨平长协与现货的成本鸿沟，火电固定成本一样可以回收。 这种市场机制我们在《管制藩篱与市场浪潮的共舞——海外公用事业穿越周期的启示》 已经清晰阐述，但频繁出现的缺电、尖峰时刻高昂电价带来的舆情压力是我国难以接受 的，因此市场化出清调节短期内或并非可选方向。而且我国电企建设与出清的选择权并 不由自己决定，正如纵使在 2022 年行业巨亏的背景下电企仍然选择大额投资，而这显 然并不符合市场的逻辑，其背后更多是电企为了保障充沛电力供给而承担的必要社会责 任，可以说电力行业牺牲了通过调节供给而实现现货电价上涨的能力，那么也就意味着 完全依赖于电力行业自身走出双轨制的价格困境并不现实，而且电力行业以非市场化的 供给能力承受市场化的供需结果显然逻辑也并不能自洽。因此我们认为政策发力以实现 对固定成本接近全额回收成为必要选择，虽然 2024 年以来我国容量电价已经逐步推广， 但截至 2026 年全国多数省份 165 元/千瓦·年的水平仅能回收固定成本的一半，尚难以 熨平双轨制的成本鸿沟，因此无论是容量市场机制还是更高水平的容量电价，或将成为 新一轮改革的核心方向。

他山之石，容量市场机制将如何发挥效用？

电力市场化改革早已是全球不可逆转的方向，尤其在面对新能源比例快速增加的压力下， 对于火电固定成本回收的探索是全球性的课题。当前各国根据本国国情已经探索出多样 化的固定成本回收机制，主要包括稀缺电价、容量补偿、战略备用、容量市场和可靠性 期权交易等，其中稀缺电价机制会需要现货电价的剧烈波动、战略备用机制需要饱和的 电力系统、可靠性期权需要完善的金融和现货市场，当前我国面临的环境并不具备执行 的条件，我们不做过多讨论，我国当前执行的主要是容量补偿机制，因此后文我们将就 容量市场机制进行详细探讨。

容量市场的典范，PJM 固定成本回收机制的探索

PJM 市场是美国目前最庞大、最复杂的电力控制区，服务美国约 6500 万人口，PJM 电 力市场由双边市场、现货电能量市场、辅助服务市场、容量市场等组成。其中，双边市 场交易由市场成员自行组织，其他市场由 PJM 组织。现货电能量市场由日前市场和实 时平衡市场两级市场组成。PJM 是一个集中、统一的市场，控制区内所有的系统运行商、 发电资源、负荷在统一的市场中交易、听从 PJM 的统一调度。作为美国最早改革的电 力市场，PJM 市场也被认为是全世界各国区域电力市场的典范，某种程度上也被业内认 为是未来中国电力市场化改革潜在的发展方向之一。