电改迈出关键一步：容量电价从分类补偿转向“同工同酬”

来源：中国能源网

国家发改委、国家能源局近日发布《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《通知》），明确提出分类完善煤电、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。《通知》还首次在国家层面明确对独立新型储能容量电价的支持政策。

这一重磅《通知》被视为电改的关键一步。目前，上网电价体系由电能价格、辅助服务价格和容量价格组成，前两年电改重点旨在通过市场化手段解决电能如何出售，《通知》出台则标志着我国在解决“电力系统够不够稳”“备用电源能不能留住”的关键问题上，搭建起完整拼图。

解决现行容量电价机制遇到的新问题

国家发改委、国家能源局相关负责人向《中国能源报》记者解释，现行容量电价机制遇到一些新问题：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。

什么是可靠容量？据了解，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也不同。随着我国电力市场特别是电力现货市场发展，部分地区逐步具备用同一“标尺”衡量不同类型机组贡献大小的条件。

“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。”上述负责人表示，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，是成熟电力市场的通行做法。

完善发电容量电价机制，旨在回答一个常见疑问——既然某些发电机组未实际发电，为何仍向其支付费用？

据《中国能源报》记者了解，随着新能源装机占比不断提升，“风光”靠天吃饭的特性使得电力供需出现严重不匹配，尤其是晚高峰无光、无风时段，用电负荷往往最高，必须依靠能“顶得上、稳得住”的调节性电源。这些电源在新能源大发时段需“备而不发”，在电力系统紧张时则要顶峰发电，就像球队里的替补队员，平时不上场，但关键时刻顶得上，因此必须支付一笔“座席费”或“工资”保障其存在。

另外，《通知》呈现出清晰的“两步走”安排：第一阶段是分类完善，即针对不同电源的特性分别制定容量电价规则；第二阶段是适时建立发电侧可靠容量补偿机制，即不再区分电源类型，而是看其在电力系统最紧张时能提供多少可靠电力能力，实现“同工同酬”。

业内认为，此次思路转变颇具深意——过去因部分电源未入市，主要是分类确定容量电价。未来，随着电力现货市场全面铺开，煤电、气电、抽水蓄能和新型储能都在一个竞技场提供服务，容量电价标准也应改为“出力多少”。

首次确立独立储能容量电价

《通知》最大亮点是首次在国家层面明确，允许各地建立电网侧独立新型储能的容量电价机制。

过去，电网侧独立新型储能主要依附于强制配储政策，缺乏与能力挂钩的盈利模式，导致部分储能“建而不用”或利用率低下。《通知》明确，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。同时提出电网侧独立储能容量的补偿标准、折算比例等指导原则，并对电网侧独立储能实行清单制管理，确保政策有效执行。

中关村储能产业技术联盟副秘书长李臻对《中国能源报》记者表示，随着增量新能源强制配储政策取消，原有过渡性容量租赁模式已难以持续。在目前的市场环境下，独立储能项目仅凭电能量市场和辅助服务市场的收益，不足以覆盖投资与运营成本。因此，储能行业亟须推动新型储能容量电价机制出台，以此稳定收益预期。“《通知》将独立储能纳入容量电价机制，将进一步激励其发挥顶峰支撑作用，这类似于‘同工同酬’，可提升新型储能项目的收益预期。”

据了解，目前已有7省正式发布储能容量补偿机制，主要以放电侧或可用容量方式补偿。以甘肃为代表，该省首次将电网侧新型储能纳入发电侧容量补偿机制范围，通过可靠容量折算认定储能容量价值。李臻认为，《通知》具有创新性和可行性，将加速推动新型储能全面参与电力市场，促进各类调节性资源优化配置，也将引领我国储能产业在模式创新、技术创新、管理创新上不断突破。

业内一致认为，《通知》出台标志着独立新型储能完整收益版图成型——电能量、辅助服务、容量电价三大收益板块协同发力，筑牢储能产业收益根基。

“2026年将成为独立新型储能市场化发展元年。”李臻表示，对储能项目投资方而言，容量电价机制不代表可以“躺平”，而是对储能电站的技术性能、建设运营能力提出更高要求。“投资运营方需研判区域容量供需形势，杜绝盲目跟风投资，科学平衡电能量，以及辅助服务与容量收益的关系，实现多元收益协同增长，让项目在市场化竞争中持续创造价值。”

李臻指出，对地方政府而言，需立足区域资源的禀赋与电力系统需求，做好各类调节资源的统筹规划，提前开展需求发布与风险预警，避免“一哄而上”，防范“一哄而散”。“通过建立严格的优质项目遴选机制、规范的项目管理制度、科学的评估考核体系，强化市场引导与过程监管，确保政策红利精准流向可靠优质的储能项目。”

为电力系统安全买一份“保险”

为配合容量电价落地，《通知》优化了电力市场交易规则。“《通知》提出，加快实现抽水蓄能、新型储能公平入市，促进调节作用充分发挥。”上述负责人表示，在分时价格信号引导下，能精准判断何时充电、发电，实现电力系统效益最大化。

《通知》优化了煤电中长期交易价格下限。容量电价提升煤电的固定收入保障，煤电需通过电能量市场回收的成本下降，《通知》允许各地调整煤电中长期交易价格的下限，不再统一执行下浮20%的限制，这意味着煤电能以具备竞争力的价格与新能源同台竞争，通过财务性的中长期合同与现货市场的组合，锁定收益或规避风险。《通知》鼓励签订灵活价格合约，鼓励推广浮动价格机制，将有助于降低用户和发电企业的市场风险。尤其是工商业用户，虽然增加了容量电费支付，但因电能量价格占比下降，两者形成对冲，2026年用户的整体电价预计将保持总体稳定。

在业内看来，《通知》实际上是为电力系统安全购买了一份“保险”——通过市场化手段，确保无“风光”时有足够的电源能顶峰。《通知》既解决煤电生存的隐忧，又打开了独立新型储能的发展空间，更为构建新型电力系统奠定制度基础。未来，随着“同工同酬”的可靠容量补偿机制逐步落地，一个更成熟、高效的市场化电价体系将全面形成。