“114号文”关于完善发电侧容量电价机制的通知-政策解读

Q: 这门课适合哪些学员参加？

能源电力企业从业人员，包括各类管理、技术人员等 课程形式：讲师讲授+现场讨论+案例介绍＋数据分析

课程大纲

政策出台背景与核心定位

一、政策出台的行业背景

1- 新型电力系统建设提速，新能源高占比带来调节压力凸显
2- 传统煤电向基础保障+灵活调节转型，固定成本回收困难
3- 抽水蓄能、新型储能等调节资源规模化发展，亟需明确价格激励机制
4- 原有容量电价机制覆盖范围窄，难以适配多元电源协同发展需求
5- 电力市场建设深化，需完善容量+电量+辅助服务协同定价体系

二、政策核心定位与底层逻辑

1- 核心定位：适配新型电力系统建设，保障电力系统安全稳定运行
2- 底层逻辑：扭转重电量、轻容量偏差，显化不同电源顶峰价值
3- 核心目标：统筹安全保供、绿色转型与资源配置，建立差异化容量电价体系
4- 价值导向：按机组顶峰供电能力公平定价，构建双轮收益体系

三、政策演进历程

2- 2026年：114号文全面完善，首次将四类电源纳入统一容量电价体系
3- 政策趋势：逐步向市场化演进，现货市场成熟后建立统一可靠容量补偿机制

114号政策核心条款深度解读

一、煤电及天然气发电容量电价机制

1- 适用范围：仅限合规公用煤电机组，自备电厂及不合规机组不纳入
2- 核算原则：以全国统一固定成本标准330元/千瓦·年为基准
3- 回收比例：2026年起不低于50%，各地可结合实际进一步提高
4- 配套措施：放开煤电中长期交易灵活性，允许签订灵活价格合同
5- 气电定价：参照煤电模式，按回收一定比例固定成本核定容量电价

二、抽水蓄能容量电价机制

1- 存量电站（633号文前开工）：维持政府定价，经营期满后重新核价
2- 新增电站（633号文后开工）：实行一省一价，每3-5年核定一次
3- 市场参与：自主参与电能量、辅助服务市场，收益按比例分享

三、电网侧独立新型储能容量电价机制

1- 适用范围：仅限服务系统安全、未参与配储的电网侧独立新型储能
2- 定价逻辑：以当地煤电容量电价为基础，按顶峰能力折算
3- 折算比例：满功率放电时长÷全年最长净负荷高峰持续时长，最高不超过1
4- 清单管理：实行清单制，未纳入清单不享受容量电价
5- 费用分摊：纳入系统运行费，由工商业用户分摊，不转嫁居民、农业用户

四、可靠容量补偿机制

1- 触发条件：电力现货市场连续运行后适时建立
2- 补偿范围：煤电、气电、合规新型储能，逐步扩展至抽蓄
3- 政策衔接：建立后替代原有容量电价，不重复补偿
4- 核算原则：按机组可靠容量（顶峰持续供电容量）统一补偿

五、政策实施的关键要求

1- 责任分工：省级价格、能源主管部门牵头落实，电网企业配合执行
2- 结算考核：按月结算，与机组可用率、顶峰响应能力挂钩
3- 监督管理：加强成本审核与合规监管，杜绝违规享受政策
4- 动态调整：根据电力市场发展、技术迭代优化定价参数

政策对行业及企业的核心影响

一、对传统发电企业（煤电、气电）的影响

1- 成本回收：容量电价锁定50%以上固定成本，降低盈利波动风险
2- 盈利模式：形成容量保底+电量弹性双轮收益，顶峰时段可获超额利润
3- 运营策略：需优化中长期合同签约比例，兼顾基荷供电与顶峰调节
4- 风险点：长协签约比例过高会挤压顶峰现货电量空间，影响超额收益

二、对新能源及储能企业的影响

1- 新型储能：明确容量电价收益，引导向长时储能技术迭代
2- 收益约束：储能充电成本高、放电时段有限，整体回报低于煤电
3- 抽水蓄能：新增项目市场化程度提升，收益与市场表现挂钩更紧密

三、对电力行业整体发展的影响

2- 市场秩序：规范容量电价定价逻辑，实现不同技术电源公平比价
3- 投资导向：激励调节性电源投资，助力新型电力系统建设
4- 成本传导：容量电费由工商业用户分摊，保障居民、农业用户权益
5- 行业转型：推动煤电转型，促进新能源与传统电源协同发展

四、对企业管理的核心启示

1- 战略层面：需适配政策导向，优化电源结构与运营布局
2- 成本管理：精准核算容量成本，合理规划固定成本回收路径
3- 市场运营：把握中长期交易与现货市场衔接机会，提升盈利水平
4- 风险防控：关注政策动态与市场变化，规避合规与盈利风险

政策落地执行要点与企业应对建议

一、企业层面落地执行要点

1- 合规管理：梳理自身电源类型，确认是否符合容量电价享受条件
2- 成本核算：严格按照政策要求，准确核算固定成本与容量电价标准
3- 合同管理：优化中长期交易合同条款，合理设定灵活定价比例
4- 考核适配：完善机组运行管理，提升可用率与顶峰响应能力
5- 清单申报：储能企业及时完成清单申报，确保享受政策红利

二、行业层面协同要求

1- 发电企业：加强行业协同，规范市场行为，避免恶性竞争
2- 电网企业：做好容量电费结算、清单管理与数据统计工作
3- 监管部门：强化政策执行监督，及时解决实施中的难点问题

三、常见问题与解决思路

1- 问题一：煤电容量电价回收比例如何确定，各地差异如何把握
1. 结合当地电力市场建设进度、煤电利用小时数合理确定
2. 参考周边省份标准，避免区域间恶性竞争
2- 问题二：储能容量电价折算比例测算复杂，如何精准核算
1. 明确当地全年最长净负荷高峰持续时长，获取权威数据
2. 结合自身储能放电时长，按政策公式精准测算
3- 问题三：抽蓄电站市场收益分享比例如何确定
1. 遵循省级价格主管部门规定，结合项目实际协商确定
2. 平衡电站与用户利益，提升项目市场化竞争力
4- 问题四：如何避免容量电价与辅助服务收益重复计算

适合对象

能源电力企业从业人员，包括各类管理、技术人员等课程形式：讲师讲授+现场讨论+案例介绍＋数据分析

课程定位与主要问题

政策理解、风险识别、证据梳理和现场处置需要落到岗位动作，训练会围绕关键问题完成一轮方法校准

核心收益

精准把握114号政策核心条款及四类电源容量电价定价差异
理解容量电价机制从电量优先向容量+电量双轮驱动转型的底层逻辑
处置动作更具体：政策对企业成本回收、盈利模式及运营策略的核心影响
提升企业应对政策变化的管理能力与合规运营、风险防控水平

课程背景与交付信息

当前我国新型电力系统建设加速推进，新能源高比例并网成为常态，电力系统核心矛盾从电量供需平衡转向容量保供与顶峰调节并重。此前发电侧容量电价机制存在覆盖范围较窄、定价逻辑不统一、固定成本回收不足等问题，导致传统发电企业盈利承压，新型调节资源（储能、抽蓄等）投资激励不足，难以满足电力系统安全稳定运行需求。为统筹电力安全供应、能源绿色低碳转型与资源高效配置，国家发改委、能源局联合印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号），首次将煤电、气电、抽水蓄能、电网侧独立新型储能纳入统一容量电价体系，重构…

本课程针对电力行业管理人员，系统解读114号文核心内容、实施要点及行业影响，帮助管理人员精准把握政策导向，优化企业经营决策，确保政策落地见效，助力企业适配新型电力系统发展需求

课程时间

1天，6小时

授课方式

讲师讲授、案例研讨、情景演练、互动答疑

课程内容重点

01政策出台背景与核心定位

02114号政策核心条款深度解读

03政策对行业及企业的核心影响

04政策落地执行要点与企业应对建议

讲师介绍

李洪源

新型电力系统与能源数字化转型专家

李洪源，新型电力系统与能源数字化转型专家。9年电力行业经验，累计授课超900天。擅长能源政策解读、双碳战略及AI在电力行业应用，为国家电网、南方电网等企业提供前沿技术与宏观策略培训

电力能源政府国企

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课程差异说明

本课程页面围绕《“114号文”关于完善发电侧容量电价机制的通知-政策解读》重点呈现课程定位、适合对象、核心收益和 4 个主要模块，便于快速判断培训匹配度

课程常见问题

这门课适合哪些学员参加？

能源电力企业从业人员，包括各类管理、技术人员等课程形式：讲师讲授+现场讨论+案例介绍＋数据分析。

学习这门课可以获得什么收益？

精准把握114号政策核心条款及四类电源容量电价定价差异；理解容量电价机制从电量优先向容量+电量双轮驱动转型的底层逻辑。

课程通常安排多长时间？

课程通常可按1天，6小时安排，具体节奏会结合企业培训目标、学员基础和现场安排确认

企业可以基于这门课做定制吗？

可以。正式交付时可结合企业行业、岗位对象、当前问题和培训时长，对案例、练习和重点模块做适配