近日，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“114号文”），文件通过分类完善煤电、气电、抽水蓄能及新型储能容量电价机制，有序建立可靠容量补偿机制，保障电力系统安全稳定运行，助力能源绿色低碳转型。

这是继2023年煤电容量电价机制建立后，我国电力价格市场化改革迈出的重要一步。接下来，我们将分上下两篇对政策文件要点一一进行深入详细解读。

上篇：

1. 完善煤电及天然气发电容量电价机制

2. 建立电网侧独立新型储能容量电价机制

3. 完善抽水蓄能容量电价机制

下篇：

1. 有序建立发电侧可靠容量补偿机制

2. 完善电费结算政策

一、完善煤电及天然气发电容量电价机制

【原文内容摘要】

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。

随着新能源装机规模持续扩大，火电机组在系统中的运行角色正由“基础电源”加速转向“调节性与保障性电源”，利用小时数下降、市场化电价承压等问题日益凸显，导致火电机组单纯依赖电能量市场已难以覆盖其合理成本并维持必要投资回报。因此，在之前容量电价机制的基础上，“114号文”建议将容量电价回收煤电机组固定成本的回收比例提升至不低于50%，并允许各地结合市场建设进度、煤电利用小时数等因素进一步提高回收比例。这一变化将保障火电机组在能源转型中的生存与发展空间，强化了容量电价在煤电收益结构中的基础性地位。按照既有政策口径，燃煤机组固定成本执行330元/千瓦每年的全国统一标准，对应容量电价最低水平约为165元/千瓦每年。

以蒙西电网100兆瓦装机容量的煤电机组为例，在2025年30%的容量电价回收比例下，示例机组2025年总容量电费为990万元，按照5500小时的年利用小时数计算，容量电价约为18元/兆瓦时，在2026年的政策背景下，示例机组容量电费为1650万元，在4500利用小时数下，预计容量电价约为36.67元/兆瓦时。

对于天然气发电机组，考虑其燃料成本更高、运行方式更灵活，在应对新能源波动性和系统调峰中的功能更为突出，“114号文”首次在国家层面系统性提出建立天然气发电（气电）的容量电价机制，该政策建议显著改善其经济性与生存环境，推动其从“边缘备用”转向新型电力系统中不可或缺的灵活调节与清洁顶峰电源。

二、建立电网侧独立新型储能容量电价机制

【原文内容摘要】

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。

在“114号文”中，涉及储能容量电价政策的变化主要是以下两方面：

储能容量电价锚定煤电机组容量机组；

根据顶峰能力贡献度对容量电费进行折算。

这一设计强化了容量电价与“顶峰保障能力”的技术关联，引导储能项目在规划和运行中更加注重对系统高峰时段的有效支撑，强调其服务系统安全和保供的功能属性，在保障储能电站基础收益的同时，也促使其运营收益更依赖对电力负荷特性和价格信号的精细化判断。

以蒙西市场2026年投产的储能场站为例

（100MW/400MWh，85%充放电效率）

假设2026年年度放电量为：

400MWh × 365天 ×1.25次（平均情况下）× 85% = 155125MWh

“114号文”发布前，对应容量电费为：

155125MWh × 280元/MWh = 4343.5万元/年

“114号文”发布后，若以蒙西当地煤电容量电价标准为基础预计储能电站对应容量电费为：

4小时 × 1.25次 ÷ 6小时/年 × 165元/kW × 100000kW = 1375万元/年

*以上测算为目前粗略估计，具体执行情况还要等各省发布实施细则后精准分析

根据上述示例可以看到“114号文”所推动的容量电价机制改革，将让储能电站的经济性和收益水平面临重大考验，储能场站应主动向“提供可靠系统容量”的角色转型：优先建设4小时及以上长时独立储能项目，提升顶峰贡献系数，积极纳入电网侧管理清单，强化运维与调度响应能力以通过考核，并构建“容量电费+电量套利+辅助服务”的收益模式，从短期套利转向长期价值运营，才能在新型电力系统中实现可持续盈利。

三、完善抽水蓄能容量电价机制

【原文内容摘要】

《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”）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”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”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”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。

上述条款确立了抽水蓄能电站“新老划断、逐步市场化”的电价形成机制，体现了从计划定价向市场定价过渡的渐进式改革思路。对于“633号文”出台前开工的已有项目，经营期内继续执行政府核定的容量电价，确保已投建项目的合理收益；经营期满后仅补偿必要技术改造支出和运维成本，防止折旧完毕后形成超额利润，既保障存量资产安全运行，又避免长期行政保护。对于“633号文”出台后开工的新增项目，建立3-5年定期校核机制，通过动态调整实现造价风险共担；制定了6小时折减规则，将满功率发电时长作为容量定价的核心技术约束，以价格信号抑制短库容电站投资，引导资源向长时调节型电源配置。

总体来看，“114号文”围绕新型电力系统建设中的“容量价值”这一核心问题，系统提出了煤电、气电、抽水蓄能和电网侧独立新型储能的容量电价与可靠容量补偿机制，明确了容量成本回收路径和调节能力的价格信号。政策通过提高煤电容量电价回收比例、首次在国家层面提出气电容量电价机制、按顶峰贡献折算储能和抽水蓄能容量价值，并在现货市场条件成熟后引入可靠容量补偿，推动发电侧从“以电量收益为主”向“电量、容量与调节能力并重”转型。

同时，该文件配套完善系统运行费用归集和电费结算规则，有效缓解了调节性电源的经营压力，更向市场传递了清晰的政策导向——未来电力资源的价值将由其对系统安全与灵活性的贡献决定，为高比例可再生能源并网下的电力保供和能源转型提供了坚实的制度保障。