9.3亿吨成交量！碳价触及百元，煤电“新账本”怎么算？

8月以来，一系列与煤电行业相关的信号密集释放：碳价触及百元、《新型电力系统建设“十五五”规划》重新定义煤电身份、煤炭消费达峰时间敲定……几件事同时发生，让煤电行业不得不重新打量起自己的“账本”。

（来源：微信公众号“电联新媒”  作者：王馨垚）

先来看碳价。8月3日，全国碳市场盘中触及100元/吨，但这并不是碳价第一次站在百元关口。2024年4月，碳价首次突破百元，盘中最高触及104元/吨，11月更一度冲至106元/吨，创下当时的历史最高价。此后碳价进入下跌通道，2025年上半年，从97元/吨一路跌破68元/吨，跌幅近30%。据浙商证券分析，2025年碳价下行主要受政策宽松与市场扩容共振影响。

如今，碳价再度杀回百元，且涨势更猛，7月单月涨幅超18%。相比“涨了多少”，“为什么涨”更值得关注——核心原因是配额在收紧。

7月底，生态环境部发布《2025、2026年度发电行业以及2026年度钢铁、水泥、铝冶炼行业配额总量和分配方案（征求意见稿）》。《方案》释放了两个收紧信号：其一，预分配比例从70%降至50%，免费配额减少了；其二，取消跨年度结转，用不完的配额不能再留到明年了。

另外，配额有偿分配也已经在路上。2025年中办国办发布的《关于推进绿色低碳转型加强全国碳市场建设的意见》提出，到2030年，基本建成以配额总量控制为基础、免费和有偿分配相结合的全国碳排放权交易市场。截至7月底，全国碳市场累计成交量已突破9.3亿吨，有了这样的市场规模，碳价信号才更有分量。

碳价上涨对煤电意味着什么？据华泰证券测算，碳价从100元/吨涨至200元/吨，煤电度电成本增加0.094元。我国煤电装机规模世界第一，碳排放量约占全国总量的40%，是碳市场的“最大买家”。这笔“账单”，煤电是绕不开的。

如果把碳价看作是来自市场的成本压力，那角色变化就是政策对煤电功能定位的主动调整。随着新能源装机快速增长，电力系统对灵活调节资源的需求直线上升，煤电的角色必须相应调整。8月初印发的《新型电力系统建设“十五五”规划》将煤电定位从“基础保障性电源”调整为“支撑调节性电源”。这一调整并非否定煤电的兜底功能，而是划定了一个边界：正常工况下，煤电让位新能源；极端工况下，煤电仍须顶得上。

与角色变化同步发生的，是煤电“空间”的收窄。8月10日印发的《煤炭工业发展“十五五”规划》明确，到2030年，煤炭兜底保障能力进一步增强，煤炭消费实现达峰。业内专家认为，《规划》的目标设定良好统筹了能源安全底线与绿色低碳转型长远要求，指标量化清晰、配套工程系统完整，兼具导向性与可落地性。煤炭消费达峰目标设定后，煤电发电量的增长空间被锁住了。现实也在印证这一趋势——2026年上半年，全国煤电发电量占比首次跌破50%，煤电正在给新能源让出空间。

成本在涨、定位在转、空间在缩，煤电的收入结构也在变。过去煤电的收入几乎全部来自“卖电”，如今两笔新收入正在补位：

第一笔，容量电价兜底。今年1月发布的《关于完善发电侧容量电价机制的通知》明确，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%。这意味着，即使机组发电量下降，也能通过容量电价回收一半以上的“待机底薪”。

第二笔，辅助服务增收。调峰、调频、备用……煤电提供的调节服务种类正在增多，回报机制也在加速完善。《电力辅助服务市场基本规则》明确了“谁提供、谁获利”的市场原则。今年以来，各地加速推进：新疆率先推动省级备用辅助服务市场结算试运行，福建启动煤电爬坡能力提升三年行动，华中区域也先后就备用及爬坡辅助服务细则征求意见……这些过去长期未获得相应回报的服务，正在变成可交易的“商品”。“调节”本身，成为一笔可算的“新账”。

容量电价保底、电量电价创收、辅助服务增收，三者拼出了煤电的“新账本”。赚钱的逻辑，正在从“靠发电量”转向“靠能力”。不过，中央财经大学绿色金融国际研究院研究员谢尚师也指出，“容量电价”“辅助服务收益”两项机制仍处于完善阶段，煤电收入仍以电量电价为主。“新账本”距离真正成熟，还有一段路要走。

碳价在涨、配额在收、发电在缩，但容量电价、辅助服务等收入也正在补位。煤电面临的不是简单的成本上涨，而是“账本”的结构性变化，“新账本”已经摊开。