（来源：储能网）
中国储能网讯：
目 录
一、现行容量电费双轨格局
（一）煤电容量电价（鲁发改价格〔2023〕1022号）
（二）市场化容量补偿机制（2025年12月17日后运行版）
二、新细则的实质变化
三、受益方分析
（一）可靠性高、顶峰能力强的主力煤电机组
（二）达到直调条件的地方公用电厂、自备电厂
（三）顶峰表现好的风电、光伏
（四）非示范独立新型储能
（五）虚拟电厂与新型调节资源
（六）超设计年限机组
四、受损方分析
（一）示范独立储能与共享储能
（二）供热季挤占顶峰能力的热电联产机组
（三）可靠性差、临时缺陷多的机组
（四）报价激进的发电主体
（五）本地煤电
（六）峰荷责任重的工商业用户
（七）政府定价机组
五、两点提醒
（一）补偿标准数值未确定，是政策的最大不确定项。
（二）现有关于山东的储能、煤电的定价机理分析体系，需整体重构。
山东省是中国，最早进行容量电费补偿实践的省份，对于系统的容量补偿问题，有着较长时间的实践、反思和调整。山东最早的容量电费机制，发轫于2019年，实践于2020年，长周期运行，始于2021年。2024年，为落实国家发改2023年1501号文（关于建立煤电容量电价机制的通知）的要求，山东的容量电费机制，一分为二。形成了目前的格局。
一、现行山东容量电费双轨制运行格局
目前山东省发电侧容量费用实行“双轨制”运行：煤电机组执行行政定价的煤电容量电价机制，煤电以外的各类主体执行市场化容量补偿机制，两条轨道在定价逻辑、覆盖范围和考核方式上均不相同。
（一）煤电容量电价（鲁发改价格〔2023〕1022号）
1.标准：2024—2025年按回收煤电机组固定成本30%确定，为每年每千瓦100元（含税）；全国统一固定成本基准为每年每千瓦330元。
2.2026年衔接：2026年市场建设通知明确“容量电价机制正在试点阶段，暂继续按1022号文执行”，即2026年山东煤电容量电价仍维持100元/千瓦·年，未跟随国家1501号文“2026年起不低于50%（165元/千瓦·年）”上调。
3.结算方式：按机组申报最大出力确定容量电费，分月申报、可按日调整；核定工期内的计划检修和停机备用照付容量电费。
4.分摊：容量电费纳入系统运行费，由工商业用户按当月用电量比例分摊，执行分时电价政策。
（二）市场化容量补偿机制（2025年12月17日后运行版）
1.收入端：向用户侧收取市场化容量补偿电价（现行标准0.0705元/千瓦时，早期622号文、247号文时期为0.0991元/千瓦时），按省发展改革委核定标准每月结算。
2.分配原则：发电侧主体市场化容量补偿费用＝全网发电侧市场化容量补偿费用÷全网月度市场化可用容量×该主体月度市场化可用容量，即按可用容量占比分配费用池。
3.直调公用火电：日市场化可用容量取“机组调用出力最大值”与“机组申报上网能力”中的大者，扣除厂用电对应容量；供热季按供热受限后的min公式核定；投产年限超过设计年限的机组按85%计算月度可用容量。
4.新能源场站（含配建储能）：尖峰时段市场化上网电力平均值×（1－当月机制电量/当月上网电量）。
5.核电、地方公用电厂、并网自备电厂：运行日负荷高峰时段实际上网电力平均值。
6.独立新型储能：核定放电功率×日可用系数K×日可用等效小时数H/24；独立储能示范项目按可用容量享受2倍容量补偿。
7.燃气机组：执行28元/千瓦·月容量目标电价。
二、新细则的变化
《山东省发电侧可靠容量补偿实施细则（征求意见稿）》依据发改价格〔2026〕114号《关于完善发电侧容量电价机制的通知》起草，对现行双轨机制进行了系统性重构。
图一发改价格2026年114号文关于完善发电侧容量电价机制的通知
核心变化体现在七个维度
从定价逻辑看，新细则最大的转变是将补偿标准从“政府定标准、按容量照付”改为“以市场边际机组电能量和辅助服务市场不能回收的固定成本为基础倒算”，并配套价格规制（报价监管、报价替代、收益偏差回溯），容量补偿从保底收入转变为“弥补市场回收缺口”的校正机制。
图二 山东省发电侧可靠容量补偿实施细则 征求意见稿
三、受益方分析
（一）可靠性高、顶峰能力强的主力煤电机组
容量认定从“申报最大出力”改为“顶峰时段实际可靠能力”并叠加调用测试校验，能稳定顶峰的机组在min公式四项取小中不受损；国家114号文方向是固定成本回收比例向不低于50%抬升，新机制以“不可回收固定成本”定价，若执行到位，单位补偿水平相比现行100元/千瓦·年存在上升空间。
图三 直调燃煤、燃气机组容量电费计算公式
（二）达到直调条件的地方公用电厂、自备电厂
第十二、十四条明确，控制系统与调度自动化系统交互条件、检修及运维管理水平达到直调公用机组条件时，可参照直调机组公式计算可靠容量，相比仅按尖峰时段上网电力均值认定（备用状态、申报能力均无法体现）更为有利。
图四 地方公用电厂及自备电厂容量电费计算公式
（三）顶峰表现好的风电、光伏
新机制按最近一年历史顶峰能力预确定可靠容量、按月结算、年度清算，不再逐日依赖尖峰时段实际出力，收入确定性显著提升；对历史顶峰负荷率高的新能源场站属于利好。
图五 风电、光伏容量电费计算公式
（四）非示范独立新型储能
现行机制下仅示范项目享受2倍容量补偿，新机制将电网侧独立新型储能全部纳入补偿范围，预示着，今后山东的独立储能，更多要走市场化运作的道路了。
图六 独立储能、抽水蓄能（市场化运行部分）容量电费计算公式
（五）虚拟电厂与新型调节资源
发电侧虚拟电厂（发电类、储能类）明确暂参照同类型电源执行；增加能够提供稳定可靠容量的“车网互动”等资源等条件具备后研究纳入，新型主体获得明确准入通道。
图七 虚拟电厂及可调负荷的补偿预期
（六）超设计年限机组
现行85%可用容量折减条款未在细则中延续，制度层面小幅受益，但该红利大概率被常态化调用测试考核部分对冲。
政策中，对外电的安排和定位，很有意思。
外电送入可靠容量（按近3年净负荷高峰时段送电曲线平均负荷确定）计入系统总可靠容量并参与补偿口径，区外来电在山东容量补偿费用池中的地位得到制度确认。但目前虽然承认了外电的容量地位，并没有给外电容量经济补偿
四、受损方分析
（一）示范独立储能
受损最明确的群体：示范项目2倍容量补偿政策随细则实施同时废止，现有收益模型需要重算。
（二）供热季挤占顶峰能力的热电联产机组
供热季机组申报的供热电力负荷上限平均值直接进入min公式，供热抽汽量越大、可靠容量被核减越多；对山东采暖期长、供热面积大的热电机组影响最为直接。
（三）可靠性差、临时缺陷多的机组
调用测试常态化开展（随机抽查＋重点抽查），无法按调度调用测试提供可靠容量或出现非计划停运即计为未达标：月内2次扣10%、3次扣50%、4次及以上扣100%；自然年内全扣累计3次取消当年补偿资格。考核烈度远超现行机制，老旧小机组、长期缺陷机组是重灾区。
（四）报价激进的发电主体
第六条建立常态化价格规制：申报价格不合理偏离边际成本、同一主体申报价格大幅变化等异常行为将触发报价监管、报价替代及市场收益偏差回溯，电能量市场和容量补偿的收入空间同时受到约束。
（五）本地煤电
外电送入计入系统总可靠容量，容量需求系数被稀释，本地机组单位容量拿到的补偿相应折减。山东外电年接纳量已超1700亿千瓦时、约占全网用电量30，该稀释效应不可忽略。
（六）峰荷责任重的工商业用户
补偿费用仍由全体工商业用户分摊且执行分时电价，账单在“系统运行费”科目下单独列示“发电侧可靠容量补偿费用”。若补偿标准向50%固定成本回收率靠拢，用户侧系统运行费负担将上行，峰段用电占比高的用户分摊增加。
（七）政府定价机组
细则明确政府定价机组不予补偿，相关主体在转商运并自主参与市场前无法享受容量补偿。这个跟原有政策，其实是衔接的，原来也不补偿。
五、两点提醒
（一）补偿标准数值未确定，是政策的最大不确定项
征求意见稿通篇未给出具体补偿电价，“边际机组不可回收固定成本”属于市场倒算——山东现货低价时段较多，若煤电电能量收入较好，倒算出的补偿标准完全可能低于165元/千瓦·年（114号文50%回收率对应水平），煤电补偿提标，未必能在目前的经济状态下兑现。
回看一个，发改价格〔2026〕114号《关于完善发电侧容量电价机制的通知》中，关于容量电价补偿标准制定的规定。其实，这个提示，不仅适用于山东，对于任何一个省份的储能或电源投资项目，都是应该去思考的事情，如果当地的经济，不能承担那么沉重的负担，能源转型的速度，就不会如预期那么快。
图八 114号文关于补偿标准的规定
（二）现有关于山东的储能、煤电的定价机理分析体系，需整体重构
新细则实施后，现行“市场化容量补偿机制”运行机理（收入端按可用容量占比分配、超龄机组85%折减、储能K×H/24、示范项目2倍补偿等）将整体废止，相关机理梳理、数据口径和收益测算模板均需按可靠容量补偿的新框架重建。
备注：本文仅为个人观点，不当之处，以您自行理解为准。据此文章做出的投资导致风险，由您自行承担。
一审：潘 望
二审：王虎斌
