国家发展改革委国家能源局关于完善发电侧容量电价机制的通知解读ppt

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为贯彻落实党中央和国务院关于推进能源领域价格改革，加快建设新型能源体系的决策部署，引导调节性电源平稳有序建设，保障电力系统安全稳定运行，助力能源绿色低碳转型，近日国家发展改革委、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《通知》）。 《通知》提出，适应新型电力系统和电力市场体系建设需要，分类完善煤电、气电、抽水蓄能、新型储能容量电价机制。一是各地结合实际提高煤电容量电价标准，可参照煤电建立气电容量电价机制；二是对近年新开工的抽水蓄能电站，按照弥补平均成本的原则制定当地统一的容量电价；三是建立电网侧独立新型储能容量电价机制，结合放电时长和顶峰时贡献等因素确定容量电价标准。 《通知》明确，各地电力现货市场连续运行后，有序建立发电侧可靠容量补偿机制，对各类机组根据可提供的顶峰能力按统一原则进行补偿，并结合电力市场建设和电价市场化改革等情况逐步扩展补偿范围，公平反映不同机组对电力系统顶峰贡献。 《通知》要求，各地要周密组织实施，做好政策解读，引导企业加强经营管理，促进行业健康发展；加快建立健全电力市场体系，推动调节性电源公平参与市场，促进调节作用充分发挥，助力新型电力系统建设。 图片 全文如下—— 国家发展改革委 国家能源局关于完善发电侧容量电价机制的通知 发改价格〔2026〕114号 各省、自治区、直辖市及新疆生产建设兵团发展改革委、能源局，天津市工业和信息化局、辽宁省工业和信息化厅、重庆市经济和信息化委员会、甘肃省工业和信息化厅、北京市城市管理委员会，国家能源局各派出机构，国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司、中国核工业集团有限公司、中国华能集团有限公司、中国大唐集团有限公司、中国华电集团有限公司、国家电力投资集团有限公司、中国长江三峡集团有限公司、国家能源投资集团有限责任公司、国家开发投资集团有限公司、华润（集团）有限公司、中国广核集团有限公司： 为贯彻落实党中央和国务院关于推进能源领域价格改革，加快建设新型能源体系的决策部署，引导调节性电源平稳有序建设，保障电力系统安全稳定运行，助力经济社会绿色发展，现就完善发电侧容量电价机制有关工作通知如下。 一、总体思路 适应新型电力系统和电力市场体系建设需要，更好统筹电力安全稳定供应、能源绿色低碳转型和资源经济高效配置，分类完善煤电、天然气发电、抽水蓄能、新型储能容量电价机制，优化电力市场机制；电力现货市场连续运行后，有序建立发电侧可靠容量补偿机制，对机组可靠容量根据顶峰能力按统一原则进行补偿，公平反映不同机组对电力系统顶峰贡献。 二、分类完善容量电价机制（一）完善煤电及天然气发电容量电价机制。 各地按照《关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号）要求，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%，可结合当地市场建设、煤电利用小时数等实际情况进一步提高。 省级价格主管部门可对天然气发电建立容量电价机制，容量电价按照回收天然气发电机组一定比例固定成本的方式确定。 （二）完善抽水蓄能容量电价机制。 《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格〔2021〕633号，简称633号文件）出台前开工（取得取水、临时用地、环评批复文件，下同）建设的电站，容量电价继续实行政府定价，具体由省级价格主管部门按照633号文件办法核定或校核。电站经营期满后，按照弥补必要技术改造支出和运行维护成本的原则重新核价。 按照633号文件明确的逐步实现主要通过参与市场回收成本、获得收益的精神，该文件出台后开工建设的电站，由省级价格主管部门每3—5年按经营期内弥补平均成本的原则，根据633号文件明确的成本参数规则，制定省级电网同期新开工电站统一的容量电价（满功率发电时长低于6小时的相应折减）。执行年限可统筹考虑电力市场建设发展、电力系统需求、电站可持续发展等情况确定。同时，抽水蓄能电站自主参与电能量、辅助服务等市场，获得的市场收益按比例由电站分享，分享比例由省级价格主管部门确定；其余部分冲减系统运行费用、由用户分享。 （三）建立电网侧独立新型储能容量电价机制。 对服务于电力系统安全运行、未参与配储的电网侧独立新型储能电站，各地可给予容量电价。容量电价水平以当地煤电容量电价标准为基础，根据顶峰能力按一定比例折算（折算比例为满功率连续放电时长除以全年最长净负荷高峰持续时长，最高不超过1），并考虑电力市场建设进展、电力系统需求等因素确定。电网侧独立新型储能电站实行清单制管理，管理要求由国家能源局根据电力供需形势分析及保供举措等另行明确，项目具体清单由省级能源主管部门会同价格主管部门制定。 三、有序建立发电侧可靠容量补偿机制（一）可靠容量补偿机制的总体要求。 可靠容量是指机组在全年系统顶峰时段能够持续稳定供电的容量。电力现货市场连续运行后，省级价格主管部门会同相关部门适时建立可靠容量补偿机制，对机组可靠容量按统一原则进行补偿。补偿标准以弥补市场边际机组在电能量和辅助服务市场不能回收的固定成本为基础，统筹考虑电力供需关系、用户承受能力、电力市场建设进展等因素合理确定，并适时调整。新能源装机占比高、可靠容量需求大的地区，应加快建立可靠容量补偿机制。在国家指导下，具备条件的地区可结合电力市场建设情况适时通过容量市场等方式形成容量电价。 （二）合理确定补偿范围。 可靠容量补偿机制的补偿范围，可包括自主参与当地市场的煤电、气电和符合条件的电网侧独立新型储能等，并结合电力市场建设和电价市场化改革等情况逐步扩展至抽水蓄能等其他具备可靠容量的机组；对获得其他保障的容量不重复补偿。政府定价的机组，不予补偿。 （三）做好与容量电价政策的衔接。 可靠容量补偿机制建立后，相关煤电、气电、电网侧独立新型储能等机组，不再执行原有容量电价。省级价格主管部门可在市场体系较为健全的基础上，对本通知出台后开工建设的抽水蓄能电站，统一执行可靠容量补偿机制并参与电能量和辅助服务等市场、市场收益全部由电站获得。鼓励633号文件出台后开工建设的抽水蓄能电站自主选择执行可靠容量补偿机制并参与电力市场。 四、完善相关配套政策（一）完善电力市场交易和价格机制。 煤电容量电价机制完善后，各地可根据电力市场供需、参与市场的所有机组变动成本等情况，适当调整省内煤电中长期市场交易价格下限，在确保电力电量平衡的情况下适当放宽煤电中长期合同签约比例要求。鼓励供需双方在中长期合同中签订随市场供需、发电成本变化的灵活价格机制。省内市场供需双方签订中长期合同时，各地不得强制要求签订固定价，可根据电力供需、市场结构等情况，要求年度中长期合同中约定一定比例电量实行反映实时供需的灵活价格。 （二）完善电费结算政策。 上述调节性电源的容量电费、可靠容量补偿费用，纳入当地系统运行费用。现货市场连续运行地区，抽水蓄能抽发、电网侧独立新型储能充放电价按市场规则或现货实时价格执行；现货市场未连续运行地区，抽水（充电）价格执行电网代理工商业用户购电价格，发电（放电）价格形成方式由省级价格主管部门统筹考虑各类技术路线充放损耗等确定。抽水蓄能、电网侧独立新型储能抽水（充电）时视作用户，缴纳上网环节线损费用和系统运行费用，暂按单一电量制用户执行输配电价；发电（放电）电量相应退减输配电费。按比例由抽水蓄能电站分享的市场收益，统一按月结算、按年清算。 （三）明确区域共用抽水蓄能容量电费分摊方式。 区域共用抽水蓄能电站的容量电费分摊比例根据容量分配比例确定，鼓励通过市场化方式优化。其中，容量分配比例已经明确的，按已明确比例执行；容量分配比例尚未明确但项目已核准的，由所在地省级能源、价格主管部门组织拟参与分摊省份能源、价格主管部门协商确定并明确；尚未核准的新建项目，按上述原则协商确定后在项目核准文件中予以明确。 五、做好组织实施（一）加强工作协同。 省级价格主管部门要会同相关部门完善容量电价政策和适时建立可靠容量补偿机制，周密组织实施，做好政策解读，引导企业加强经营管理，促进行业健康发展。省级能源主管部门要会同价格主管部门科学测算当地电力系统可靠容量需求。各地要加快建立健全电力市场体系，实现抽水蓄能、新型储能等机组公平参与电能量、辅助服务等各类市场，更好体现调节价值，促进调节作用充分发挥。电网企业要配合开展数据测算，与电站签订调度运行协议和有关合同，做好市场收益计算、结算等工作，有关情况每年报省级价格主管部门和国家发展改革委（价格司）。国家将加强对各地的指导，促进平稳实施。 （二）建立电价承受能力评估制度。 省级价格主管部门要会同能源主管部门建立用户经济承受能力评估制度，将评估结果作为确定可靠容量补偿标准，制定电力系统调节能力及新能源和新型储能发展规划、方案等，核准抽水蓄能等项目的重要依据。电力系统可靠容量充裕或用户经济承受能力较弱的地区，要从严控制新增调节性电源项目；未开展用户经济承受能力评估的相关项目，不得纳入规划及核准，不得给予容量电费或可靠容量补偿。 （三）加强容量电费考核。 结合对各类机组管理要求完善容量电费考核办法，分类进行考核，引导机组提升生产运行水平，增强顶峰出力能力。可靠容量补偿机制建立后，进一步从严加强考核，充分发挥容量电价引导作用。对未能达到考核要求的机组，应扣减容量电费或可靠容量补偿费用，具体由省级价格主管部门会同有关方面明确。 国家发展改革委 国 家 能 源 局 2026年1月27日 政策解读 为贯彻落实党中央和国务院关于推进能源领域价格改革，加快建设新型能源体系的决策部署，引导调节性电源平稳有序建设，保障电力系统安全稳定运行，助力能源绿色低碳转型，近日国家发展改革委、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《通知》）。就此，记者采访了国家发展改革委、国家能源局有关负责同志。 问：为什么要完善发电侧容量电价机制？ 　　答：近年来，我国新能源大规模发展，已成为第一大装机电源类型。但新能源随机性、波动性强，必须配套建设一定规模的调节性电源，在新能源出力不足、电力供应紧张时段保障稳定供电，其他时段不发电、少发电。目前，承担系统调节任务的主要是煤电、气电、抽水蓄能和新型储能。为引导调节性电源合理建设、支持其更好发挥调节作用，“十四五”期间国家陆续建立煤电、抽水蓄能容量电价机制，部分省份探索建立了气电、新型储能容量电价机制。通过发放“保底工资”的制度性安排，推动相关电源顶峰时发电保供、平时为新能源让路，保障电力系统安全平稳运行，有力促进新能源消纳利用。 　　随着新型电力系统建设发展，现行容量电价机制遇到一些新情况新问题：一是部分地区煤电发电小时数快速下降，现行容量电价水平保障力度出现不足苗头；二是现行抽水蓄能容量电价机制对企业成本约束不足，不利于抽水蓄能项目科学合理布局、降本增效、有序发展；三是各地气电、新型储能容量电价机制原则不统一，不利于营造公平竞争的市场环境。因此，需适应新型电力系统和电力市场体系建设要求，分类完善煤电、气电、抽水蓄能、新型储能容量电价机制，适时建立发电侧可靠容量补偿机制，更好保障电力系统安全稳定运行，助力能源绿色低碳转型。 问：《通知》是如何分类完善煤电、气电、抽水蓄能、电网侧独立新型储能容量电价机制的？ 　　答：《通知》对现行煤电、气电、抽水蓄能容量电价机制进行了完善，并首次在国家层面明确建立电网侧独立新型储能容量电价机制。 　　一是煤电、气电。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%，即每年每千瓦165元；可参照煤电容量电价的确定方法建立气电容量电价机制。 　　二是抽水蓄能。2021年，我委《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格〔2021〕633号）明确提出，逐步实现抽水蓄能电站主要通过参与市场回收成本、获得收益。根据文件精神，《通知》完善了抽水蓄能容量电价机制：对633号文件出台前开工建设的电站，维持现行价格机制不变，具体由各地制定或校核；对633号文件出台后开工建设的电站，实行“一省一价”，由各地按照弥补平均成本的原则制定当地统一的容量电价，同时电站自主参与电力市场，获得的收益由电站和用户分享。 　　三是电网侧独立新型储能。各地可根据当地煤电容量电价标准，结合放电时长和顶峰时贡献等因素，建立电网侧独立新型储能容量电价机制。 问：为什么要建立可靠容量补偿机制？ 　　答：可靠容量是指机组在电力系统顶峰时段能够持续稳定供电的容量，是衡量机组顶峰能力的“标尺”，由于不同类型机组顶峰能力不同，相同规模装机容量能够提供的可靠容量是不同的。随着我国电力市场特别是现货市场发展，部分地区逐步具备了用同一“标尺”衡量不同类型机组贡献大小的条件。因此，《通知》提出，各地电力现货市场连续运行后，适时建立可靠容量补偿机制，根据可靠容量这一“标尺”公平给予补偿，不再区分机组类型分别制定容量电价。这样，有利于促进不同技术类型公平竞争，推动行业高质量发展，这也是成熟电力市场通行做法。 问：《通知》对电力市场交易和价格机制作了哪些优化？ 　　答：容量电价机制与电力市场交易、价格机制密切相关。《通知》在完善容量电价机制的同时，对电力市场交易和价格机制也作了相应优化完善。 　　一是推动抽水蓄能、新型储能公平参与电力市场。针对部分地区抽水蓄能和新型储能尚未公平参与电力市场、不利于形成真实价格信号、难以充分发挥调节作用的情况，《通知》提出，加快实现抽水蓄能、新型储能公平入市，特别是633号文件出台后开工建设的抽水蓄能电站应自主参与电力市场，促进调节作用充分发挥。 　　二是优化煤电中长期市场交易价格下限。考虑到容量电价提高后，煤电需通过电能量市场回收的成本下降，《通知》明确，各地可适当调整省内煤电中长期市场交易价格下限，不再统一执行基准价下浮20%的下限，而是由各地根据电力市场供需、参与市场的所有机组变动成本等情况合理确定下限，促进各类机组公平竞争。 　　三是鼓励供需双方签订灵活价格机制。为适应交易需要、更好反映供需状况，《通知》明确，鼓励供需双方在中长期合同中签订随市场供需、发电成本变化的灵活价格机制，各地不得强制要求签订固定价，可要求年度中长期合同中约定一定比例电量实行反映实时供需的灵活价格，如与现货价格等挂钩。 问：政策对终端用户有什么影响？ 　　答：政策出台后，对居民、农业用户电价水平没有影响，仍执行现行目录销售电价政策。对于工商业用户，发电侧容量电价机制完善后，调节性电源需要通过电能量市场回收的成本下降、通过容量电价回收的成本上升，“一升一降”形成对冲，对工商业用户的购电成本影响不大。同时，完善发电侧容量电价机制，有利于加快构建新型电力系统，对更好地保障用户用电需求是有好处的。 问：完善发电侧容量电价机制有什么积极作用？ 　　答：完善发电侧容量电价机制，较好地统筹了安全充裕、清洁低碳、经济高效等方面需要，有利于加快建设新型电力系统。一是有利于增强电力安全保供能力，调动调节性电源建设积极性，提升顶峰出力，更好保障电力系统安全；二是有利于促进调节性电源作用发挥，更好支撑新能源消纳利用，助力能源绿色低碳转型；三是有利于推动调节性电源健康发展，引导企业科学合理布局，加强经营管理、降本增效，促进技术创新，更加高效地建设新型电力系统。

2026年1月27日，国家发改委、国家能源局发布的《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号）是中国电力市场改革，特别是电价形成机制改革中的一份关键文件。它旨在系统性地解决电力系统转型中“谁为稳定可靠供电买单”的核心问题，对全产业链从业者将产生深远影响。 一、 政策核心目标与总体思路 1. 核心目标： 保障安全：激励各类调节性电源（如煤电、储能）的建设和稳定运行，确保电力系统在新能源占比不断提升下的安全可靠供电（顶峰保供）。 促进转型：通过价格信号，公平补偿各类电源对电力系统的“容量价值”和“调节价值”，引导资源高效配置，服务新型电力系统建设和能源绿色低碳转型。 推进市场化：在稳定过渡的前提下，推动电力价格从政府定价更多地向市场发现价格转变，建立中长期与现货市场、电能量与容量价格协同的市场体系。 2. 总体思路： 政策设计体现了 “分类完善、有序过渡、市场导向” 的思路。 分类完善：对煤电、气电、抽水蓄能、新型储能等不同技术路线的调节性电源，根据其技术特性和发展阶段，设计了差异化的容量电价或补偿机制。 有序过渡：为现有电源（如部分抽水蓄能）提供了政策延续性，同时为新项目指明了市场化方向。并提出在电力现货市场成熟后，建立统一的 “可靠容量补偿机制” 作为远期目标。 市场导向：明确鼓励电源参与电能量、辅助服务市场，并将市场收益与成本回收挂钩，推动价格由市场决定。 二、 主要内容解读与对从业者的影响及对策 以下将结合政策具体条款，分析对不同领域从业者的影响，并提供应对建议。 政策要点 主要内容解读 对从业者的影响 对策与建议 1. 完善煤电及天然气发电容量电价 • 煤电：将容量电价回收固定成本的比例从现行（2023年文件）的30-50%提升至 “不低于50%”，并可进一步提高。 • 气电：省级层面可 选择建立容量电价机制，回收一定比例固定成本。 • 煤电企业：固定成本回收的保障性大幅提高，经营压力缓解，但角色明确转向“支撑性、调节性电源”。高比例容量电价意味着需要更严格地履行可用性义务，考核（如顶峰能力）将更严。 • 天然气发电企业：获得争取容量电价的政策依据，有望改善项目经济性，尤其是在调峰需求强烈的地区。 • 所有发电企业：市场竞争将从单一的“电量竞争”部分转向“容量保障能力竞争”。 • 煤/气电企业： a. 强化设备治理与运行灵活性：投资技术改造，提升机组快速启停、深度调峰和顶峰出力能力，以通过严格的容量电费考核。 b. 精细化成本管理：清晰核算固定成本，为容量电价核定提供依据。 c. 战略重新定位：将企业战略从“多发满发”转向“安全可靠的容量提供商+灵活调节服务商”。 • 天然气发电企业：积极与省级价格主管部门沟通，推动所在地容量电价机制落地，论证项目对本地电力系统的支撑价值。 2. 完善抽水蓄能容量电价 • 新旧有别：对2021年633号文之前开工的电站，容量电价继续政府定价。 • 鼓励市场化：对633号文之后开工的电站，实行 “政府核定容量电价+参与市场分享收益” 的过渡模式，并鼓励其自主选择执行未来的可靠容量补偿机制，完全进入市场。 • 存量抽蓄企业（老项目）：经营模式稳定，收入有保障。 • 新建抽蓄企业（新项目）：面临市场化挑战与机遇。收入来源变为 “核定容量电费+市场竞争收益” ，需承担市场风险，但也有机会通过优异表现获得更高回报。 • 投资者：新项目投资模型需调整，必须考虑未来电力市场（电能量、辅助服务）收益预测能力。 • 新建抽蓄企业： a. 组建市场交易团队：培养电力市场交易、报价和风险管控能力。 b. 拓展服务价值：不仅关注抽发效率，更要深入研究如何参与调频、备用等辅助服务市场，最大化市场收益。 c. 评估选择权：密切跟踪现货市场建设，评估未来选择转入“可靠容量补偿机制”的利弊。 3. 建立电网侧独立新型储能容量电价 • 明确给予容量电价：首次对服务于系统安全、未参与配储的电网侧独立储能给予容量电价，这是一个重大突破。 • 定价基准：以当地煤电容量电价为基准，按 “满功率放电时长/系统高峰时长” 折算（有上限），体现其顶峰价值。 • 电网侧储能投资运营商：获得了清晰的、与顶峰贡献挂钩的长期收入预期，极大改善了独立储能电站的商业模型，将刺激投资热情。 • 储能系统集成商/设备商：市场需求预期增强，尤其利好具备长时储能技术（能更好匹配系统高峰时长）的方案。 • 新能源企业：系统调节能力增强，有利于新能源消纳，间接利好。 • 储能投资商/运营商： a. 聚焦“清单制”管理要求：积极申报符合要求的项目，确保进入省级项目清单是获得容量电价的前提。 b. 优化技术选型：在成本可控下，适当提升储能系统的持续放电时长，以在折算比例中获取更高系数。 c. 探索多元收益：在获取容量电价的基础上，积极布局参与现货能量套利和辅助服务市场，形成“容量费+市场收益”的多元收入结构。 4. 有序建立可靠容量补偿机制（远期目标） • 统一补偿：现货市场连续运行后，将对各类机组的 “可靠容量” 按统一原则补偿，不再区分技术类型，真正体现“同工同酬”。 • 衔接与替代：此机制建立后，将取代现行的煤电、气电、电网侧储能的容量电价。 • 所有发电与储能企业（远期）：将站在同一起跑线上竞争容量价值，顶峰能力成为核心价值。机组性能、可靠性、地理布局将成为获取容量收入的关键。 • 高比例新能源地区：此机制将加速落地，为保障系统稳定提供经济激励。 • 市场建设者：需要加快完善现货市场、容量需求预测和容量价值评估体系。 • 所有调节性电源企业： a. 树立“可靠容量”意识：从规划、设计到运行，全过程以提升在系统最紧张时段的可靠供电能力为目标。 b. 加强数据管理：精确记录和验证机组的可用容量、强迫停运率等数据，作为未来获取补偿的依据。 c. 前瞻性布局：在投资新项目时，将未来统一容量市场下的竞争力作为重要评估维度。 5. 完善配套政策（市场与结算） • 放宽煤电交易限制：可调整中长期交易价格下限，放宽签约比例，鼓励签订灵活价格合同。 • 统一结算系统运行费用：各类容量电费、补偿费用纳入系统运行费用，由全体用户分摊。 • 明确储能电价机制：现货地区充放电执行现货价格；非现货地区，充电执行代理购电价格，放电价格由省级制定。 • 发电企业（售电方）：在电力中长期交易中拥有更多定价灵活性，可更好应对燃料成本波动和市场变化。 • 电力用户（购电方）：用电成本中将明确包含为系统可靠性支付的“容量费”，成本结构更透明。需提升负荷预测和需求侧响应能力以管理成本。 • 电网企业与调度机构：结算体系更复杂，需承担系统运行费用的归集、分摊和结算工作，责任重大。 • 发电与售电公司： a. 升级交易策略：利用灵活的合同条款，设计更优的中长期与现货组合交易策略，管理市场风险。 b. 加强客户服务：向电力用户解读电费构成变化，提供增值服务。 • 电力用户： a. 开展能效管理：降低基础用电需求，从而减少分摊的系统运行费用。 b. 参与需求响应：在系统高峰时段削减负荷，可能获得收益，对冲容量成本。 三、 总结与综合建议 这份文件标志着中国电力市场改革进入“电能量价值”与“容量保障价值”并重的新阶段。它对行业的核心影响是 “重塑调节性电源的商业模式和价值评估体系”。 给所有从业者的综合建议： 转变观念，拥抱“容量价值”：无论是传统火电还是新兴储能，必须从单纯追求“发电量”转向追求“可靠的、可调度的容量贡献”。企业的技术路线、运营策略、投资评估都需要围绕这一新核心价值展开。 吃透政策，把握过渡期节奏：政策为不同电源设置了从“政府定价”到“市场化补偿”的过渡路径。企业需精准定位自身在政策图谱中的位置，制定短期适应和长期转型的战略。特别是要关注所在省份的细化方案出台。 苦练内功，应对严格考核：容量电费不是“躺赢”收入。文件多次强调“加强容量电费考核”，对机组的可用率、顶峰出力、调节性能等要求将日趋严格。提升设备健康水平和智能运维能力是兑现容量收入的基础。 培育市场能力，应对未来竞争：电力市场的深度和广度将不断扩大。企业必须尽快培育电力市场交易、风险管理和金融服务能力，为完全市场化竞争做好准备。 加强沟通协作：发电企业需与电网调度、交易中心、价格主管部门保持密切沟通，确保自身贡献被准确计量和合理补偿。产业链上下游（如设备商、投资方）也需协同，共同开发适应新机制的技术和商业模式。 总而言之，该政策在给调节性电源提供“稳定预期”和“合理回报”的同时，也赋予了其“保障系统安全”的明确责任，并最终指向一个更公平、更高效、更安全的电力市场。顺势而为、主动调整者将赢得未来。

2026年1月30日，国家发改委、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《通知》），作为新型电力系统建设关键的价格配套政策，此次新政聚焦容量电价机制的优化完善，通过“提比例、扩范围、建机制”三大核心举措，补齐电力系统可靠容量保障短板，平衡各类发电主体利益，为能源绿色低碳转型筑牢制度根基。 一、政策出台背景 随着我国新能源大规模发展，其随机性、波动性强的特性日益凸显，亟需配套建设足量调节性电源，在新能源出力不足、电力供应紧张时段保障稳定供电，而煤电、气电、抽水蓄能、新型储能正是当前承担系统调节任务的核心主体。国家发改委相关负责人在答记者问时明确，现行容量电价机制已难以适应新型电力系统发展需求，面临三大突出问题：一是部分地区煤电发电小时数快速下降，现行容量电价对固定成本的保障力度出现不足；二是抽水蓄能容量电价机制对企业成本约束不够，不利于项目科学布局与降本增效；三是各地气电、新型储能容量电价机制原则不统一，难以营造公平竞争的市场环境。 与此同时，电力现货市场在全国范围内加速普及，电能量价格逐步向反映变动成本的方向回归，单纯依赖电量价格已无法覆盖调节性电源的固定成本，若缺乏制度保障，易导致调节性电源投资预期不稳，进而影响电力系统安全稳定运行。在此背景下，《通知》的出台恰逢其时，与此前发布的《关于做好2026年电力中长期合同签约履约工作的通知》形成政策协同，共同构建起“电量+容量”的双维度电价形成机制，破解电力资产价值回收难题。 二、政策核心内容 《通知》立足分类施策、精准发力的原则，围绕煤电、气电、抽水蓄能、新型储能四大调节性电源，完善容量电价机制，并明确了可靠容量补偿机制的推进路径，核心内容可概括为“提比、扩围、建标”三大方面。 （一）提比例：强化煤电固定成本回收，提升盈利稳定性 煤电作为电力系统的“压舱石”，其调节性价值在新能源高比例并网背景下愈发突出。《通知》明确提出，将煤电机组通过容量电价回收固定成本的比例，由2024-2025年的30%左右提升至不低于50%，对应容量电价标准约为每年每千瓦165元。东吴证券研报测算，这一调整将显著提升煤电收益水平，预计2026年煤电平均容量电费收益将由0.027元/kWh提升至0.040元/kWh。 为配合这一调整，《通知》同步优化煤电中长期交易政策：各地可适当调整煤电中长期交易价格下限，同时放宽中长期合同签约比例要求，鼓励签订灵活价格机制，允许一定比例电量价格与现货市场联动。这一安排将让煤电收益从“规模驱动”转向“价值驱动”，引导煤电从“多发电”向“在顶峰时段精准发电”转型，更好发挥调节作用。 （二）扩范围：覆盖多元调节主体，激活储能与气电潜力 打破此前容量电价主要覆盖煤电、抽水蓄能的局限，《通知》将容量补偿范围拓展至气电与电网侧独立新型储能，实现调节性电源的全面覆盖，推动多元主体共享灵活性溢价。 一是首次建立电网侧独立新型储能容量电价机制。《通知》明确，服务于电力系统安全运行且未参与配储的电网侧独立新型储能电站，纳入容量补偿范围，容量电价标准参照当地煤电，根据顶峰能力折算。折算比例计算公式为“满功率连续放电时长/全年最长净负荷高峰持续时长”，最高不超过1，且实行清单制管理，具体项目清单由省级能源及价格主管部门联合制定。华泰证券指出，这一举措正式确立了电化学独立储能的商业模式，将显著改善独立储能电站的收益模型，刺激新增投资。 二是完善气电容量电价机制。省级价格主管部门可对天然气发电建立容量电价机制，容量电价按照回收天然气发电机组一定比例固定成本的方式确定，破解当前各地气电电价单一制与两部制并存、机制不统一的问题，引导气电发挥快速启停的调节优势。 三是优化抽水蓄能容量电价机制。采取“新老划断、分类施策”原则：对2021年《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格〔2021〕633号）出台前开工的“老电站”，维持现行价格机制不变，按经营期内资本金内部收益率6.5%核定；对633号文后开工的“新电站”，实行“一省一价”，由省级价格主管部门每3至5年制定一次统一容量电价，同时鼓励新电站参与电力市场，市场收益按比例由电站分享，其余部分冲减系统运行费用，强化成本约束。 （三）建标：推进可靠容量补偿，实现公平定价 为解决不同类型机组顶峰能力差异导致的补偿不公问题，《通知》明确提出，电力现货市场连续运行后，适时建立发电侧可靠容量补偿机制，替代原容量电价。可靠容量指机组在全年系统顶峰时段能够持续稳定供电的容量，是衡量机组顶峰能力的统一“标尺”。 补偿标准以弥补边际机组未回收固定成本为基础，统筹供需关系与用户承受能力，补偿范围涵盖参与市场的煤电、气电、独立新型储能等，逐步扩展至抽水蓄能，实现容量贡献价值的统一评价，且获得其他容量电价或政府定价补偿的主体，不再重复享受补偿。这一机制借鉴了成熟电力市场的通行做法，将推动不同技术类型电源公平竞争，引导资源向高可靠性、高调节性能方向优化配置。 三、政策多维影响 此次容量电价机制完善，并非简单的价格调整，而是对发电侧盈利模式、电力市场运行逻辑、能源转型路径的系统性重塑，其影响贯穿发电主体、电力市场、用户侧及全社会能源发展，兼具短期纾困与长期赋能效应。 （一）对发电侧：优化盈利结构，分化行业格局 不同发电主体将迎来差异化影响，核心是提升调节性电源的盈利稳定性，推动行业向价值竞争转型。 煤电行业：盈利稳定性显著增强，此前因发电小时数下降导致的固定成本回收压力得到缓解，尤其是装机利用率较低但调节能力突出的煤电机组，收益改善更为明显。东吴证券建议关注华能国际H、华电国际H等火电龙头，其煤电资产占比高，将充分享受容量电价提升红利。 储能行业：电网侧独立新型储能迎来发展机遇期，容量电价的落地填补了其收益短板，结合现货市场电能量收益与辅助服务收益，将显著提升项目投资回报率。据国家能源局数据，2025年国内新增电化学储能装机62GW，其中独立储能35GW，华泰证券预计，新政将推动2026年国内电化学储能新增装机保持良性增长，利好优质储能资产运营及龙头设备供应商。 抽水蓄能与气电：抽水蓄能“新老划断”机制强化了成本约束，倒逼新电站提升运营效率、控制造价，南网储能等龙头企业有望凭借规模优势与运营能力获得超额收益；气电容量电价机制的完善，将吸引社会资本投入，助力气电发挥“调峰尖兵”作用，缓解新能源并网带来的系统平衡压力。 新能源行业：间接获得有力支撑，调节性电源的健康发展的将提升电力系统对新能源的消纳能力，同时新能源凭借极低的变动成本获得优先出清，机制电价为其提供稳定收益托底，降低投资不确定性，利好龙源电力H、三峡能源等新能源龙头。 （二）对电力市场：理顺价格信号，推动市场化转型深化 《通知》的实施将进一步理顺电力价格形成机制，推动电力市场从“单一电量定价”向“电量+容量”双维度定价转型。一方面，容量电价剥离了电量电价原本承担的固定成本回收功能，让电量电价更真实反映电能量的即时价值，避免价格信号扭曲；另一方面，中长期合同从“锁定电量、固定收益”转变为对冲现货价格波动的工具，配合现货市场建设，将提升电力市场的资源配置效率。 同时，可靠容量补偿机制的推进，将为容量市场的建立奠定基础，实现“按能力付费、按贡献补偿”，推动电力市场向更成熟、更高效的方向发展。从国际经验来看，美国PJM市场因调节性电源需求增加，容量成本占批发市场总成本的比例已由2024年的约7%提升至2025年的16%以上，我国此次机制完善，正是顺应了电力市场发展的客观规律。 （三）对用户侧：电价结构优化，引导理性用电 政策对用户侧的影响呈现“一降一升”的特点，整体兼顾用户承受能力与系统安全保障需求。据中国能源新闻网解读，随着新能源占比提升，上网电价（电能量费用）呈现下行趋势，但用于保障系统平衡与运行安全的系统运行费用（含容量电费、辅助服务费用等）逐步上升。 具体来看，工商业用户将承担部分容量补偿成本，吉林、黑龙江已明确容量补偿标准为330元/千瓦·年，用户支付的容量电费达8分/千瓦时左右；河南、山东的机制电费也达到6分/千瓦时左右。这一变化将引导工商业用户从“单纯节能”转向“主动避峰”，通过负荷管理、需求响应等方式参与系统调节，在降低自身购电成本的同时，减轻系统平衡压力。而居民、农业用户仍执行政府定价，不受容量电价调整影响，保障民生用电稳定。 （四）对能源转型：筑牢安全底线，推动绿色发展 此次政策的核心目标之一，是通过完善容量电价机制，支撑新型电力系统建设，实现能源安全与绿色转型的协同推进。一方面，煤电、气电、抽水蓄能、新型储能等调节性电源的收益得到保障，将引导社会资本加大对调节性基础设施的投入，补齐电力系统可靠容量短板，防范新能源大规模并网带来的供电安全风险；另一方面，调节性电源的健康发展将提升电力系统对新能源的消纳能力，为风电、光伏等新能源的大规模发展扫清障碍，推动能源结构持续优化。 从长远来看，政策通过明确能源转型成本的分摊机制，将新能源发展带来的系统成本在全社会范围内公平分摊，避免成本过度集中于某一主体，为能源转型提供可持续的制度保障，助力“双碳”目标实现。 四、小结 《通知》作为新型电力系统建设关键的价格配套政策，以“保障电力安全、推动转型发展、完善市场机制”为核心，通过提升煤电容量电价回收比例、扩大容量补偿范围、建立可靠容量评价标准，系统性解决了当前容量电价机制存在的痛点，重构了发电侧的价值分配逻辑。此次政策的实施，不仅将提升调节性电源的盈利稳定性，激活储能等新兴赛道的发展潜力，还将理顺电力市场价格信号，引导全社会形成“重视可靠容量、参与系统调节”的共识。 展望未来，随着省级层面细则的逐步落地，容量电价机制将进一步细化，各地将结合自身电力供需格局、新能源发展水平，制定符合本地实际的容量电价标准与实施路径。需要注意的是，政策落地过程中仍需关注两大重点：一是煤电容量电价提升与中长期合同调整的协同推进，避免出现价格波动过大的情况；二是省级政府对容量成本分摊的统筹平衡，在保障发电主体收益的同时，兼顾工商业用户的承受能力。 总体而言，此次容量电价机制完善，是我国电力价格改革与能源转型进程中的重要一步，将推动发电行业从“规模竞争”向“价值竞争”转型，为新型电力系统建设注入持久动力，也将为相关市场主体带来长期投资机遇。

将上面三份内容 融入容量电价政策解读PPT

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