2026年1月27日，国家发展改革委、国家能源局发布《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“114号文”），提出分类完善煤电、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。

114号文旨在保障电力安全，确保有足够的可靠电源顶峰出力；促进新能源消纳，让调节性电源获得稳定收益，“心甘情愿”为新能源让路，避免与新能源抢发电量，从而支撑更大规模的新能源发展；引导调节性电源健康发展，改变过去“重建轻用”局面，通过价格信号引导资源高质量、优化布局。

PART.01

为何需要容量电价？

2025年，我国风电光伏累计装机历史性超过火电。煤电、气电、抽水蓄能、新型储能等调节性电源，需要在新能源大发时“备而不发”为其让路，而在关键时刻“顶峰”发电。容量电价正是为这种“备用能力”付费，类似于球队的替补队员工资。

随着电力系统对各类调节性资源的需求日益迫切，“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。然而各类容量电价机制差异较大，不统一、不协调。

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迹象；而抽水蓄能容量电价机制对企业的成本约束不足，不利于抽水蓄能项目科学合理布局、降本增效、有序发展；多地出台了气电容量电价政策和储能容量电价或补偿机制，但各地根据当地的能源结构、电力系统需求和市场建设情况分别探索，标准和进展不一。

在此背景下，114号文使完整的市场化上网电价框架逐渐清晰。上网电价通常可以被理解为由电能量价格、辅助服务价格、容量价格三部分构成。电能量价格是为实际发电量付费，目前已大幅市场化；辅助服务价格是为调节电力系统稳定性付费，2024年已通过《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》(发改价格〔2024〕196号)进行明确；114号文则是为发电能力付费，是上网电价体系的“最后一块拼图”，与前二者共同构建适应新型电力系统的、完整的市场化价格框架。

PART.02

两步走推进

114号文的总体思路是“两步走”，第一步是分类完善容量电价机制，针对不同电源类型，分别制定容量电价规则；第二步是适时有序建立发电侧可靠容量补偿机制，不再按照电源类型区分，而是以可靠容量为统一标尺，实现“同工同酬”，即只要在系统顶峰时段能够持续稳定供电的容量，就按照同一原则进行补偿。

A. 分类完善容量电价机制

114号文规定，煤电延续并强化《关于建立煤电容量电价机制的通知》(发改价格〔2023〕1501号，以下简称“1501号文”)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%，并可结合市场建设、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。这是首次在国家层面明确，各省可建立气电容量电价机制。

抽水蓄能容量电价的核心是“新老划断”和“推动入市”。《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，以下简称“633号文”）出台前开工建设的电站，容量电价继续实行政府定价，延续“一厂一价”模式。633号文出台后开工建设的电站，实现“一省一价”，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，制定省级电网同期新开工电站统一的容量电价；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。

抽水蓄能电站主要收入来源是容量电费。633号文规定，适时降低或根据抽水蓄能电站主动要求降低政府核定容量电价覆盖电站机组设计容量的比例，以推动电站自主运用剩余机组容量参与电力市场。不少企业认为114号文的“一省一价+市场收益”方案，优于此前预期的降低政府定价覆盖率。

至于电化学储能，114号文规定，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。这是首次在国家层面明确，允许各地建立电网侧独立储能的容量电价机制。储能容量电价明确为服务于整个电力系统的电网侧独立储能，电源侧、用户侧储能则与电源、用户“打包算账”，不单独享受此容量电价。

114号文还提出，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，并考虑电力市场建设进展、电力系统需求等因素确定。也就是说，若一个2小时储能在8小时顶峰时段内进行“贡献”，其单位容量补偿标准将为煤电的四分之一，体现“同工同酬”导向。

此外，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。实行清单制管理是为了规范项目管理，避免政策出台后社会“炒热”导致的无序发展，鼓励真正高质量的储能项目。

B. 有序建立发电侧可靠容量补偿机制

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。114号文规定，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。

这是容量电价机制演进的第二阶段，目标是建立不再区分电源类型，而是基于统一标准对各类电源提供的可靠容量进行补偿的机制，实现“同工同酬”。无论是煤电、气电、抽水蓄能、新型储能，只要在电力系统最需要的时候能提供同样大小、同样可靠的发电能力，就能获得同等的容量补偿。

可靠容量的计算方法不是简单看机组的铭牌装机容量，而是评估其在特定顶峰时段能够可靠出力的概率或能力，是基于概率的更精细测算。例如，100万千瓦的煤电装机，考虑厂用电等，其可靠容量可能约为90万千瓦；抽水蓄能由于其储能时长限制，在更长顶峰时段内，其可靠容量可能约为铭牌容量的60%；电化学储能根据其放电时长不同，其可靠容量可能为20%或40%。

补偿标准则是基于成本缺额法。在电力现货市场运行后，测算出电力系统中边际机组在参与电能量市场和辅助服务市场后，仍然无法回收的固定成本部分。容量补偿就是为了弥补这部分“缺额”。

此机制与现货市场深度捆绑。机组必须积极参与电能量市场和辅助服务市场，通过市场收益回收成本。容量补偿是针对市场收益无法覆盖的固定成本部分进行“补偿”。因为需要基于现货市场的价格信号来准确计算机组的市场收益和成本缺额，所以该机制的建立和实施依赖电力现货市场的全面、有效运行。2025年，我国现货市场全面铺开，为推行此机制创造了条件。

在建立可靠容量补偿机制的初始阶段，至少需要将煤电和新型储能两种电源类型纳入，否则“谈不上同台竞争”。气电和抽水蓄能则根据其是否已全面参与电力市场等情况，视条件逐步纳入。一旦某地区建立了可靠容量补偿机制，对于参与该机制的电源，将不再执行第一阶段“分类完善”下的容量电价政策。

对抽水蓄能，由于其已有独立的容量电价机制，与新机制的衔接方式较为复杂。114号文规定，省级价格主管部门可在市场体系较为健全的基础上，对114号文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。

114号文还提出，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。容量市场需要与相对稳定的长期规划强耦合，我国电力需求增长较快，未来电力装机需求难以准确预测，当前电源规划方式与容量市场的要求不匹配。可靠容量补偿机制更符合我国现阶段实际情况。

PART.03

对电力市场影响几何？

114号文的出台，不仅保障电力系统安全，更旨在系统性重塑我国电力市场运行逻辑与价格形成机制，以及重塑市场主体行为模式。

对提供容量的电源侧，114号文为煤电带来关键的松绑。114号文规定，煤电容量电价机制完善后，各地可适当调整省内煤电中长期交易价格下限，并适当放宽合同签约比例要求。这意味着，由于容量电价已覆盖大部分固定成本，煤电在电能量市场上的报价灵活性将大增。原先“下浮20%”的价格下限有望下调，这有助于煤电与近乎零边际成本的新能源更公平竞争，从源头上减少“阴阳合同”等市场乱象。

此外，114号文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。这不仅是国际通行的成熟做法，更能有效平滑中长期市场与现货市场之间的价差，减少市场扭曲。

对煤电、气电等传统电源而言，容量收入对冲了利用小时数下降的风险，固定成本回收得以保障。因此，其市场策略将从争发电量转向在关键顶峰时段提供高价值电力。

114号文明确了抽水蓄能和新型独立储能的市场化转型方向。114号文要求，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。这将极大丰富现货市场的参与主体，也清晰表明，调节性资源必须参与电力市场优化，特别是通过现货市场价差获取电能量收益，抽水蓄能抽发、电网侧独立新型储能的商业模式将从依赖政府核定或强制配备，转向“市场竞争盈利”的主动模式，激励投资方选择优质站址、控制造价、提升长时技术。

对新能源来说，114号文的影响是双面的。一方面是间接利好，传统电源调峰积极性提升，为其消纳创造了更好条件。但另一方面，竞争压力显著增大。煤电中长期交易价格下限的放开，意味着新能源必须更依靠其零碳优势和预测精度，或通过主动配储提升竞争力，应对市场挑战。

对工商业用户而言，电价构成将更加透明。114号文规定，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。系统运行费用在电费中的占比将明确上升，电能量费用相应下降。短期来看，2026年因新能源入市拉低电能量市场价格，可与系统运行费用上涨形成对冲，总体影响可控。长期而言，为保障日益高比例新能源系统中的供电可靠、调节性资源支付容量成本将成为常态。

总之，容量电价机制绝非价格补贴，而是通过价格信号，引导电源侧从“电量竞争”转向“容量价值竞争”，并推动用户侧更清晰认知电力全成本。