北京
文/能源杂志
1月27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》），对煤电、气电、抽水蓄能、新型储能等调节性电源的容量电价政策进行系统完善，并首次在国家层面提出有序建立发电侧可靠容量补偿机制。
在新能源装机规模持续攀升、电力系统波动性显著增强的背景下，此次政策被业内视为发电侧价格机制从“分类补偿”迈向“统一标尺”的关键一步，也是新型电力系统建设中极具基础性的制度安排。
容量电价机制逻辑变化
近年来，新能源已成为我国第一大装机电源类型，但其随机性、间歇性特征对电力系统安全稳定运行提出更高要求。煤电、气电、抽水蓄能、新型储能等调节性电源，在顶峰保供、系统调节中的作用愈发凸显，但“备用多，使用少”的运行特性，使其固定成本长期难以通过电能量市场充分回收。
“十四五”以来，国家先后建立煤电、抽水蓄能容量电价机制，本质上是为调节性电源提供制度性的“保底收入”。
但随着现货市场推进、各类电源同台竞争，不同技术路线分设容量电价的方式，已难以适应市场化深化阶段的要求。
《通知》明确提出，在电力现货市场连续运行后，将有序建立发电侧可靠容量补偿机制，以“可靠容量”这一统一标尺，对能够在系统顶峰时段持续稳定供电的机组给予补偿，不再简单按电源类型区分定价逻辑，根据顶峰能力按统一原则进行补偿。这一安排，被视为向成熟电力市场通行做法靠拢的重要信号。
煤电“兜底”、抽蓄“划段”、新型储能首次入场
在可靠容量机制全面建立之前，《通知》对现有容量电价政策进行了系统性完善。
在煤电和气电方面，《通知》明确，各地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%，并可结合利用小时数、市场建设情况进一步提高；同时支持各地因地制宜建立气电容量电价机制。
这有助于稳定煤电、气电的收益预期，引导其加快向基础保障性和系统调节性电源转型。
在抽水蓄能方面，《通知》延续并细化了“新老划段”的政策思路：633号文件出台前开工的项目，继续实行政府定价、保持政策稳定；文件出台后开工的新项目，则由省级价格主管部门按“一省一价”原则制定统一容量电价，并通过参与电能量和辅助服务市场获取收益。这一调整，被认为有利于通过明确价格信号，引导抽水蓄能项目更加注重经济性与系统适配度。
值得关注的是，《通知》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。对服务于系统安全、未参与配储的电网侧独立新型储能，可给予容量电价，定价水平以当地煤电容量电价为基础，并按顶峰能力折算，同时实行项目“清单制”管理。
这一制度安排，可以视为补齐新型储能商业模式“最后一块拼图”的重要尝试。
可靠容量补偿与容量市场并行探索
《通知》最具前瞻性的内容，在于对发电侧可靠容量补偿机制的系统设计。
文件明确，可靠容量补偿以弥补市场边际机组固定成本为基础，统筹电力供需、用户承受能力和市场建设进展，补偿对象可逐步覆盖煤电、气电、电网侧独立新型储能以及抽水蓄能等具备顶峰能力的机组。同时，政府定价机组不重复补偿，避免政策叠加。
在此基础上，《通知》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，探索通过容量市场等方式形成容量电价，为下一步电力容量市场建设预留制度空间。
从整体看，此次政策并未简单提高容量电价水平，而是通过重构发电侧收益结构，在“电量电价”与“容量补偿”之间形成更合理分工。
一方面，为调节性电源提供稳定、可预期的固定成本回收渠道；另一方面，通过市场化电量和辅助服务价格，引导其提升运行效率和调节能力。
国家发展改革委、国家能源局在政策解读中明确表示，政策实施后，对居民、农业用电价格不产生影响，对工商业用户而言，电价构成元素中“一升一降”总体形成对冲，终端用电成本影响有限。
随着新能源装机占比持续提高，电力系统真正稀缺的已不再是电量，而是可靠容量和灵活性。《通知》的出台，正是通过价格机制对可靠容量的补充。
在新型电力系统加速成型的关键阶段，发电侧容量电价机制的进一步完善，正在成为稳定投资预期、保障电力安全、支撑能源转型的重要制度基石。
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