AC米兰官网-电力交易师必看 114号文气电容量电价实操指南

　　AC米兰·(中文)官方网站-Milan brand-2026年发布的《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号），核心是完善煤电、气电、抽水蓄能、新型储能四类机组的容量电价机制，其中气电作为电力系统调峰的重要支撑，其容量电价的制定和执行规则，是电力交易师开展日常交易、制定报价策略的重要依据。在新能源装机占比持续提升的背景下，气电的顶峰调节作用愈发关键，电力交易师只有吃透114号文对气电的定调、各地实操政策以及气电机组的定价逻辑，才能在电力现货、中长期交易中精准把握市场信号，做好交易决策。

　　114号文对于气电容量电价的描述仅有一句话，但却是各地制定气电容量电价的核心原则，原文为：

　　这句话的关键在于一个**“可”字，这给各省份留下了充分的政策制定空间，并非全国统一强制推行，而是由各地根据自身气电装机、电力供需情况自主决定。实际上，在114号文发布前，国内已有多个省份针对气电执行了两部制电价**，并在代理购电价格表的系统运行费中单独列明“天然气发电容量电费”，涉及蒙西、四川、重庆、青海、广东、天津、河北南网、安徽、江苏、浙江、上海、河南、江西、海南共14个省级电网区域。

　　需要电力交易师重点关注的是，广西自治区从2026年起，系统运行费中取消了燃气容量电费这一项，而该费用在此前长期存在，这一政策变化直接影响广西区域内气电相关的交易成本核算，是当地交易师必须掌握的核心信息。同时，与煤电全国统一的容量电价标准不同，气电始终执行一省一议原则，且不同燃气电厂、不同燃机机组类型，对应的容量电价标准也存在差异，这是电力交易师研究气电定价的基础。

　　气电的发电类型直接决定了其电价机制和参与电力市场的方式，电力交易师需要明确不同类型气电的定价规则，才能针对性制定交易策略，目前国内气电主要分为三类：

　　：这类电站需要全面参与电力现货市场，出力由申报价格和市场出清情况决定。由于天然气燃料成本高，这类电站通常在系统净负荷较高时才参与电力平衡，且启停灵活，核心承担系统顶峰作用，是电力交易师在顶峰时段重点关注的机组类型。

　　：遵循“以热定电”原则，同时生产电和热，能源利用效率高，但发电规模受热负荷限制，调峰能力弱。这类机组属于

　　，因燃料成本高，执行政府指定的上网电价，在交易中需优先考虑其发电计划。

　　：多为冷热电三联供系统，就地消纳电能，容量较低，属于非市场化机组，执行

　　，即仅以政府定价的上网电价作为发电收入来源，不参与市场竞价，这一点交易师在核算市场电量时需明确区分。

　　整体来看，市场化机组和大容量的热电联产机组，是气电中执行两部制电价的主体，也是电力交易师日常交易中接触最多的气电类型。

　　在气电相关的交易文件和电价政策中，经常会看到“数字+字母”的机组类型标识，不同标识对应不同的上网电价和容量电价，电力交易师必须能准确解读这类编码，才能匹配对应的定价标准。

　　编码中的数字代表机组适配的电网频率：数字9对应我国主流的50Hz电网，数字7对应60Hz电网，数字6为跨界机型，可适配两种频率。需要明确的是，我国不存在7打头的气电机组，交易师在工作中可直接排除此类编码。

　　编码中的字母代表燃机的技术等级，划分依据是燃气轮机的燃烧温度，字母越靠后，燃烧温度越高，技术越先进，机组的功率和效率也越高。同时，同等容量的燃气机组和燃煤机组相比，燃气机组的单位造价比燃煤机组更高，因此参照煤电容量电价机制制定的气电容量电价，整体水平也会高于煤电，这是气电定价的核心成本逻辑。

　　气电容量电价执行“一省一议”，各省份的定价标准差异显著，且会根据机组类型、气源成本调整，以下是电力交易师必须掌握的核心省市实操数据，均为官方核定的最新标准：

　　广东是国内燃气轮机装机容量最多的省份，其气电容量电价调整具有代表性：2024年气电与煤电执行相同标准，为100元/千瓦·年；2025年8月起实施差别定价，2026年煤电容量电价为165元/千瓦·年，气电按类型对应煤机的不同比例：

　　2025年起执行新标，调峰、热电联产机组执行两部制电价，分布式机组执行单一制电价，定价核心逻辑为效率越高、容量越大，容量电价越低：9H机组作为最高性能机型，容量电价最低，除该机型外，其他气电机组年度容量电价均超330元/千瓦·年。

　　执行浙发改价格(2021)357号文件标准，按机组类型核定含税容量电价：

　　此外，多数地区气电容量费远高于煤电，但天津、上海、四川、重庆等煤电装机容量较低的地区，气电与煤电的容量费处于同一水准，这是跨区域交易的重要定价参考。

　　结合114号文原则和各地实操政策，电力交易师在开展气电相关交易时，需把握五大核心要点，确保交易策略的合理性和精准性：

　　气电无全国统一定价，各省份的定价标准、机组分类、电价机制均不同，甚至同一省份不同机组的定价差异也较大。电力交易师开展跨区域交易时，需先梳理当地气电政策，重点关注气源成本、机组类型对应的定价比例，避免因政策不熟悉导致报价失误。

　　“数字+字母”的机组编码直接对应容量电价标准，交易师在对接电厂、制定交易计划时，需先确认机组编码，尤其是区分9系、6系机组，以及不同字母等级的机组，确保定价标准匹配无误。

　　气电的核心价值是顶峰调峰，且在系统净负荷较高时才参与市场平衡，同时调峰型气电机组在顶峰时段常成为定价机组。电力交易师需结合电力负荷预测，把握顶峰时段的交易窗口，结合气电机组的申报价格，制定合理的竞价策略。

　　天然气价格波动频繁，各地均出台了气电价格联动和运行成本补偿政策，气价变化会直接影响气电的发电成本和报价策略。电力交易师需实时跟踪国际、国内气价走势，以及当地的成本补偿政策，及时调整交易报价。

　　气电有机组执行两部制电价，也有部分执行单一制电价，交易师在核算发电成本、计算交易利润时，需先明确目标机组的电价机制：两部制电价需同时核算容量电费和电量电费，单一制电价仅核算电量电费，避免核算错误。

　　电力交易师在开展气电相关交易时，除了掌握现有规则，还需持续跟踪政策动态，因为114号文的“可”字赋予了各地政策调整的灵活性，且新型电力系统建设下，气电的市场参与方式也在优化。

　　目前已有省份出台气电市场参与的新政策，例如2026年3月浙江发布天然气发电机组参与市场方案征求意见稿，提出推动气电全面参与电力市场，放开发电用气计划，这一政策若落地，将改变浙江气电的市场参与模式，当地交易师需提前研究方案内容，调整交易策略。同时，114号文明确各地可参照煤电容量电价的确定方法建立气电容量电价机制，而2026年煤电容量电价已提升至不低于165元/千瓦·年，后续部分省份大概率会跟进调整气电容量电价，交易师需及时关注各地发改委的政策发布。

　　此外，气电作为调节性电源，其与新能源的协同交易也成为趋势，电力交易师可结合新能源的出力特性，制定气电与光伏、风电的协同交易策略，充分发挥气电的调峰价值，提升交易收益。

　　电力交易师的核心工作是围绕电力市场规则和政策制定交易策略，而气电作为电力系统的重要调节电源，其容量电价的规则和实操是交易工作的重要基础。114号文为气电容量电价划定了“回收固定成本”的核心原则，而各地的差异化执行让气电定价更贴合实际市场情况。对于电力交易师而言，不仅要掌握现有各省市的定价数据、机组分类规则，更要持续跟踪政策更新和市场变化，结合气电的调峰特性，制定精准的交易策略，才能在新型电力系统的电力市场中把握交易机会，同时保障电力系统的安全稳定运行。返回搜狐，查看更多