在过去很长一段时间里，火电企业“看天吃饭”——煤价涨了亏钱、电价跌了亏钱、新能源大发时开机不足也亏钱。如今，随着2026年初国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》(发改价格〔2026〕114号，以下简称“114号文”)，这一局面正在被根本性改写。容量电价回收固定成本的比例由此前2024—2025年的30%左右大幅提升至不低于50%，火电的盈利模式从“靠天吃饭的单腿行走”转变为“保底收入+电量收入+服务收入的多元支撑”。
一、政策落地：从“让利保量”到“保底收益”
114号文的核心变化在于，将煤电机组通过容量电价回收固定成本的比例从之前的30%左右提升至不低于50%。2023年，国家发改委和能源局在1501号文中确立了煤电“两部制”电价机制，但在2024—2025年的过渡期内，多数地区容量电价回收固定成本的比例为30%左右，仅煤电功能转型较快的地方可适当提高。这一比例意味着，煤电机组仍需依靠电能量市场赚取大部分固定成本，盈利稳定性高度依赖于利用小时数。
但在当前新能源装机持续高增、煤电利用小时数逐年下滑的大背景下，电能量市场的“饭碗”越做越小，传统盈利模式已难以为继。数据显示，2026年一季度华电国际完成发电量590.16亿千瓦时，较上年同期下降约8.4%，主要系新能源装机持续增加挤占存量机组发电空间所致。吉林、甘肃、辽宁等地火电利用小时数快速下降，固定成本在电能量市场的回收愈发困难。
114号文要求各地将通过容量电价回收煤电机组固定成本的比例提升至不低于50%，折合全国最低标准为每年每千瓦165元，并允许各地结合市场建设、利用小时数等实际情况进一步提高。这意味着，即使电能量市场“颗粒无收”，一台额定容量60万千瓦的煤电机组每年也能获得不低于9900万元的固定收入(165元/千瓦·年)，部分地区这一数字将高达2至3倍。
二、各地加速提标：最高达370元/千瓦·年
容量电价并非“一刀切”，各地提标幅度差异明显，背后反映了不同省份在能源转型压力、电力供需格局及煤电保供价值之间的权衡。
据多家券商及行业研究机构追踪，截至2026年3月，全国已有至少18个地区调整了燃煤容量电价标准，多地一次性提至政策顶格水平：
辽宁(据辽宁省发改委2026年6月征求意见稿)提至370元/千瓦·年，为当前全国最高水平;
吉林、甘肃、云南提至330元/千瓦·年，紧随其后;
天津、四川提至231元/千瓦·年;
其余省份多数执行全国最低标准165元/千瓦·年。
按2025年火电利用小时数折算到度电水平，容量电价的提升更为直观。广发证券研报测算，2026年各省容量电价度电水平相较于2025年平均提升约0.016元/千瓦时，其中云南同比提升超4分，甘肃、天津均同比提升超4分;13个省(区)容量电价折算至度电水平在0.05元/千瓦时以上，云南、甘肃分别高达0.088元/千瓦时和0.075元/千瓦时。
三、盈利逻辑重构：从“度电利润”到“装机利润”
容量电价的上调，正在从底层逻辑上重塑火电的商业模式。
告别单条腿走路
以往，火电企业的盈利模型高度依赖三条变量：煤价(决定成本)、电价(决定收入)和利用小时数(决定产能释放)。在新能源大量入市的背景下，煤电利用小时数持续下滑已是确定性趋势。容量电费的占比逐步提升，即便发电量下降，容量电费也能“兜底”亏损，成为火电企业穿越周期的重要稳定器。
国金证券研报进一步判断，火电的商业模型正从“关注度电利润”向“关注单位装机利润(类ROE)”转变，从发电资产走向调节资源，从波动走向稳定。容量和辅助服务的权重持续增加，标志着火电的商业模式将从“价量双赌”升级为“保底+弹性”的双引擎。
电量电价弹性犹存
尽管政策层面通过放宽煤电中长期交易价格下限等措施释放了市场化定价空间，但电量电价仍将反映即时供需。天风证券研报指出，114号文出台后，对煤电市场化交易电价下限不再统一执行20%的限制，各地可合理确定下限并放宽长协签约比例要求，鼓励电价与成本变化相结合，这为电量电价提供了更大的灵活性。
辅助服务再添一翼
容量电价并非火电唯一的确定性收入。随着新能源渗透率的不断提升，火电在调频、备用等辅助服务市场中的价值正在被重新定价，辅助服务收入为火电再添一条独立于发电之外的收入渠道。广发证券研报指出，火电正在从传统周期四要素走向容量辅助服务的价值新模型，火电的新模型由电量电价、容量电价和辅助服务三部分构成，其中电量电价价值逐渐弱化，容量和辅助服务收入与绿电增长和调节资源的需求有关，未来将成为火电的核心盈利来源。
四、动态扫描：政策扩容至多类调节电源
114号文的影响远不止于煤电。政策同时将新型储能、气电、抽水蓄能全面纳入容量补偿框架，构建了发电侧容量电价的多层次体系：
独立新型储能首次纳入容量补偿。电网侧独立储能以当地煤电容量电价为基准，根据顶峰能力按比例折算。至此，储能形成了“容量电价+电能量市场+辅助服务市场”三大收益支柱，极大稳定了投资预期。
气电获得全国性政策依据。省级价格主管部门可参照煤电容量电价机制建立气电容量电价，填补了此前全国层面统一政策的空白。
抽蓄“新老划断” ，新项目引入成本约束与市场化激励措施，电站可自主参与市场交易，市场收益按比例与用户分享。
更值得注意的是，114号文还前瞻性地提出了 “可靠容量补偿机制” 的远期规划——电力现货市场连续运行后，各地应适时建立统一的可靠容量补偿机制，不再区分电源类型，而是以“可靠容量”为统一标尺进行补偿。这为未来建立公平竞争的容量市场奠定了原则基础。
五、市场验证：一季度数据印证转型逻辑
政策落地后的第一个完整季度，市场给出了初步验证信号。
华电国际作为火电龙头的案例颇具代表性。2026年一季度，公司累计完成发电量590.16亿千瓦时，同比下滑约8.4%，主要是新能源装机增加挤占了煤电发电空间;平均上网电价约为504.28元/兆瓦时，同比下降约2.58%。量价双双承压的背景下，剔除投资收益波动影响后，公司主营业务盈利能力显著增强。方正证券研报指出，容量电价补偿比例持续提升对稳定长期收益产生积极效应，2026年Q1公司主业利润逆势高增。
从更宏观的视角看，已披露业绩预告的火电公司整体表现亮眼，北方火电业绩增幅尤为突出。这组数据初步验证了容量电价提升为火电盈利能力带来的结构性支撑。
东北证券研报的判断更加长远——火电公司愈加重视市值管理，分红持续兑现且提升，将使火电走向红利资产的定价模型。这一趋势表明，火电资产正逐步从“周期博弈品种”向“公用事业化红利资产”演进，其估值逻辑或将迎来系统性的重塑。
六、展望：从“保生存”到“谋转型”
容量电价比例的提升，不仅为火电在新能源转型中找到了新的生存空间，更推动了行业的深层次转型。正如行业观察所指出，这项调整绝非简单的数字变动，对煤电企业的角色与盈利模式带来了双重重塑：从“多发小时电”转向“随时顶得上”，对机组的可靠性和灵活性提出了更高要求，不服从调度指令的机组将被严格扣减乃至取消容量电费。
与此同时，容量电价成本将通过系统运行费用由工商业用户承担。尽管短期内电价结构发生变化，但终端电价“总体影响较小”，长期来看将更清晰地反映电力“可靠容量”的社会价值，激励需求侧响应等新业态发展。
告别“靠天吃饭”的逻辑转变，正从政策愿景走向市场现实。2026年是“十五五”规划的开局之年，随着电力市场化改革的加速推进，火电行业正站在从“周期博弈”到“公用事业”跨越的历史拐点上。
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