中國儲能網(wǎng)訊：2026年1月27日，國家發(fā)展改革委、國家能源局發(fā)布《關于完善發(fā)電側容量電價機制的通知》（發(fā)改價格〔2026〕114號，以下簡稱“114號文”），提出分類完善煤電、天然氣發(fā)電、抽水蓄能、新型儲能容量電價機制，優(yōu)化電力市場機制；電力現(xiàn)貨市場連續(xù)運行后，有序建立發(fā)電側可靠容量補償機制，對機組可靠容量根據(jù)頂峰能力按統(tǒng)一原則進行補償。
114號文旨在保障電力安全，確保有足夠的可靠電源頂峰出力；促進新能源消納，讓調節(jié)性電源獲得穩(wěn)定收益，“心甘情愿”為新能源讓路，避免與新能源搶發(fā)電量，從而支撐更大規(guī)模的新能源發(fā)展；引導調節(jié)性電源健康發(fā)展，改變過去“重建輕用”局面，通過價格信號引導資源高質量、優(yōu)化布局。
PART.01
為何需要容量電價？
2025年，我國風電光伏累計裝機歷史性超過火電。煤電、氣電、抽水蓄能、新型儲能等調節(jié)性電源，需要在新能源大發(fā)時“備而不發(fā)”為其讓路，而在關鍵時刻“頂峰”發(fā)電。容量電價正是為這種“備用能力”付費，類似于球隊的替補隊員工資。
隨著電力系統(tǒng)對各類調節(jié)性資源的需求日益迫切，“十四五”期間，國家陸續(xù)建立煤電、抽水蓄能容量電價機制，部分省份探索建立了氣電、新型儲能容量電價機制。然而各類容量電價機制差異較大，不統(tǒng)一、不協(xié)調。
部分地區(qū)煤電發(fā)電小時數(shù)快速下降，現(xiàn)行容量電價水平保障力度出現(xiàn)不足跡象；而抽水蓄能容量電價機制對企業(yè)的成本約束不足，不利于抽水蓄能項目科學合理布局、降本增效、有序發(fā)展；多地出臺了氣電容量電價政策和儲能容量電價或補償機制，但各地根據(jù)當?shù)氐哪茉唇Y構、電力系統(tǒng)需求和市場建設情況分別探索，標準和進展不一。
在此背景下，114號文使完整的市場化上網(wǎng)電價框架逐漸清晰。上網(wǎng)電價通?？梢员焕斫鉃橛呻娔芰績r格、輔助服務價格、容量價格三部分構成。電能量價格是為實際發(fā)電量付費，目前已大幅市場化；輔助服務價格是為調節(jié)電力系統(tǒng)穩(wěn)定性付費，2024年已通過《關于建立健全電力輔助服務市場價格機制的通知》(發(fā)改價格〔2024〕196號)進行明確；114號文則是為發(fā)電能力付費，是上網(wǎng)電價體系的“最后一塊拼圖”，與前二者共同構建適應新型電力系統(tǒng)的、完整的市場化價格框架。
PART.02
兩步走推進
114號文的總體思路是“兩步走”，第一步是分類完善容量電價機制，針對不同電源類型，分別制定容量電價規(guī)則；第二步是適時有序建立發(fā)電側可靠容量補償機制，不再按照電源類型區(qū)分，而是以可靠容量為統(tǒng)一標尺，實現(xiàn)“同工同酬”，即只要在系統(tǒng)頂峰時段能夠持續(xù)穩(wěn)定供電的容量，就按照同一原則進行補償。
A. 分類完善容量電價機制
114號文規(guī)定，煤電延續(xù)并強化《關于建立煤電容量電價機制的通知》(發(fā)改價格〔2023〕1501號，以下簡稱“1501號文”)要求，將通過容量電價回收煤電機組固定成本的比例提升至不低于50%，并可結合市場建設、煤電利用小時數(shù)等實際情況進一步提高。省級價格主管部門可對天然氣發(fā)電建立容量電價機制，容量電價按照回收天然氣發(fā)電機組一定比例固定成本的方式確定。這是首次在國家層面明確，各省可建立氣電容量電價機制。
抽水蓄能容量電價的核心是“新老劃斷”和“推動入市”?！蛾P于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》（發(fā)改價格〔2021〕633號，以下簡稱“633號文”）出臺前開工建設的電站，容量電價繼續(xù)實行政府定價，延續(xù)“一廠一價”模式。633號文出臺后開工建設的電站，實現(xiàn)“一省一價”，由省級價格主管部門每3—5年按經(jīng)營期內彌補平均成本的原則，制定省級電網(wǎng)同期新開工電站統(tǒng)一的容量電價；同時，抽水蓄能電站自主參與電能量、輔助服務等市場，獲得的市場收益按比例由電站分享，分享比例由省級價格主管部門確定；其余部分沖減系統(tǒng)運行費用、由用戶分享。
抽水蓄能電站主要收入來源是容量電費。633號文規(guī)定，適時降低或根據(jù)抽水蓄能電站主動要求降低政府核定容量電價覆蓋電站機組設計容量的比例，以推動電站自主運用剩余機組容量參與電力市場。不少企業(yè)認為114號文的“一省一價+市場收益”方案，優(yōu)于此前預期的降低政府定價覆蓋率。
至于電化學儲能，114號文規(guī)定，對服務于電力系統(tǒng)安全運行、未參與配儲的電網(wǎng)側獨立新型儲能電站，各地可給予容量電價。這是首次在國家層面明確，允許各地建立電網(wǎng)側獨立儲能的容量電價機制。儲能容量電價明確為服務于整個電力系統(tǒng)的電網(wǎng)側獨立儲能，電源側、用戶側儲能則與電源、用戶“打包算賬”，不單獨享受此容量電價。
114號文還提出，容量電價水平以當?shù)孛弘娙萘侩妰r標準為基礎，根據(jù)頂峰能力按一定比例折算，并考慮電力市場建設進展、電力系統(tǒng)需求等因素確定。也就是說，若一個2小時儲能在8小時頂峰時段內進行“貢獻”，其單位容量補償標準將為煤電的四分之一，體現(xiàn)“同工同酬”導向。
此外，電網(wǎng)側獨立新型儲能電站實行清單制管理，管理要求由國家能源局根據(jù)電力供需形勢分析及保供舉措等另行明確，項目具體清單由省級能源主管部門會同價格主管部門制定。實行清單制管理是為了規(guī)范項目管理，避免政策出臺后社會“炒熱”導致的無序發(fā)展，鼓勵真正高質量的儲能項目。
B. 有序建立發(fā)電側可靠容量補償機制
可靠容量是指機組在全年系統(tǒng)頂峰時段能夠持續(xù)穩(wěn)定供電的容量。114號文規(guī)定，電力現(xiàn)貨市場連續(xù)運行后，省級價格主管部門會同相關部門適時建立可靠容量補償機制，對機組可靠容量按統(tǒng)一原則進行補償。
這是容量電價機制演進的第二階段，目標是建立不再區(qū)分電源類型，而是基于統(tǒng)一標準對各類電源提供的可靠容量進行補償?shù)臋C制，實現(xiàn)“同工同酬”。無論是煤電、氣電、抽水蓄能、新型儲能，只要在電力系統(tǒng)最需要的時候能提供同樣大小、同樣可靠的發(fā)電能力，就能獲得同等的容量補償。
可靠容量的計算方法不是簡單看機組的銘牌裝機容量，而是評估其在特定頂峰時段能夠可靠出力的概率或能力，是基于概率的更精細測算。例如，100萬千瓦的煤電裝機，考慮廠用電等，其可靠容量可能約為90萬千瓦；抽水蓄能由于其儲能時長限制，在更長頂峰時段內，其可靠容量可能約為銘牌容量的60%；電化學儲能根據(jù)其放電時長不同，其可靠容量可能為20%或40%。
補償標準則是基于成本缺額法。在電力現(xiàn)貨市場運行后，測算出電力系統(tǒng)中邊際機組在參與電能量市場和輔助服務市場后，仍然無法回收的固定成本部分。容量補償就是為了彌補這部分“缺額”。
此機制與現(xiàn)貨市場深度捆綁。機組必須積極參與電能量市場和輔助服務市場，通過市場收益回收成本。容量補償是針對市場收益無法覆蓋的固定成本部分進行“補償”。因為需要基于現(xiàn)貨市場的價格信號來準確計算機組的市場收益和成本缺額，所以該機制的建立和實施依賴電力現(xiàn)貨市場的全面、有效運行。2025年，我國現(xiàn)貨市場全面鋪開，為推行此機制創(chuàng)造了條件。
在建立可靠容量補償機制的初始階段，至少需要將煤電和新型儲能兩種電源類型納入，否則“談不上同臺競爭”。氣電和抽水蓄能則根據(jù)其是否已全面參與電力市場等情況，視條件逐步納入。一旦某地區(qū)建立了可靠容量補償機制，對于參與該機制的電源，將不再執(zhí)行第一階段“分類完善”下的容量電價政策。
對抽水蓄能，由于其已有獨立的容量電價機制，與新機制的銜接方式較為復雜。114號文規(guī)定，省級價格主管部門可在市場體系較為健全的基礎上，對114號文出臺后開工建設的抽水蓄能電站，統(tǒng)一執(zhí)行可靠容量補償機制并參與電能量和輔助服務等市場，市場收益全部由電站獲得。鼓勵633號文出臺后開工建設的抽水蓄能電站自主選擇執(zhí)行可靠容量補償機制并參與電力市場。
114號文還提出，在國家指導下，具備條件的地區(qū)可結合電力市場建設情況適時通過容量市場等方式形成容量電價。容量市場需要與相對穩(wěn)定的長期規(guī)劃強耦合，我國電力需求增長較快，未來電力裝機需求難以準確預測，當前電源規(guī)劃方式與容量市場的要求不匹配?？煽咳萘垦a償機制更符合我國現(xiàn)階段實際情況。
PART.03
對電力市場影響幾何？
114號文的出臺，不僅保障電力系統(tǒng)安全，更旨在系統(tǒng)性重塑我國電力市場運行邏輯與價格形成機制，以及重塑市場主體行為模式。
對提供容量的電源側，114號文為煤電帶來關鍵的松綁。114號文規(guī)定，煤電容量電價機制完善后，各地可適當調整省內煤電中長期交易價格下限，并適當放寬合同簽約比例要求。這意味著，由于容量電價已覆蓋大部分固定成本，煤電在電能量市場上的報價靈活性將大增。原先“下浮20%”的價格下限有望下調，這有助于煤電與近乎零邊際成本的新能源更公平競爭，從源頭上減少“陰陽合同”等市場亂象。
此外，114號文鼓勵供需雙方在中長期合同中簽訂隨市場供需、發(fā)電成本變化的靈活價格機制。這不僅是國際通行的成熟做法，更能有效平滑中長期市場與現(xiàn)貨市場之間的價差，減少市場扭曲。
對煤電、氣電等傳統(tǒng)電源而言，容量收入對沖了利用小時數(shù)下降的風險，固定成本回收得以保障。因此，其市場策略將從爭發(fā)電量轉向在關鍵頂峰時段提供高價值電力。
114號文明確了抽水蓄能和新型獨立儲能的市場化轉型方向。114號文要求，現(xiàn)貨市場連續(xù)運行地區(qū)，抽水蓄能抽發(fā)、電網(wǎng)側獨立新型儲能充放電價按市場規(guī)則或現(xiàn)貨實時價格執(zhí)行。這將極大豐富現(xiàn)貨市場的參與主體，也清晰表明，調節(jié)性資源必須參與電力市場優(yōu)化，特別是通過現(xiàn)貨市場價差獲取電能量收益，抽水蓄能抽發(fā)、電網(wǎng)側獨立新型儲能的商業(yè)模式將從依賴政府核定或強制配備，轉向“市場競爭盈利”的主動模式，激勵投資方選擇優(yōu)質站址、控制造價、提升長時技術。
對新能源來說，114號文的影響是雙面的。一方面是間接利好，傳統(tǒng)電源調峰積極性提升，為其消納創(chuàng)造了更好條件。但另一方面，競爭壓力顯著增大。煤電中長期交易價格下限的放開，意味著新能源必須更依靠其零碳優(yōu)勢和預測精度，或通過主動配儲提升競爭力，應對市場挑戰(zhàn)。
對工商業(yè)用戶而言，電價構成將更加透明。114號文規(guī)定，上述調節(jié)性電源的容量電費、可靠容量補償費用，納入當?shù)叵到y(tǒng)運行費用。系統(tǒng)運行費用在電費中的占比將明確上升，電能量費用相應下降。短期來看，2026年因新能源入市拉低電能量市場價格，可與系統(tǒng)運行費用上漲形成對沖，總體影響可控。長期而言，為保障日益高比例新能源系統(tǒng)中的供電可靠、調節(jié)性資源支付容量成本將成為常態(tài)。
總之，容量電價機制絕非價格補貼，而是通過價格信號，引導電源側從“電量競爭”轉向“容量價值競爭”，并推動用戶側更清晰認知電力全成本。
