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。上篇围绕完善煤电及天然气发电容量电价机制、建立电网侧独立新型储能容量电价机制、完善抽水蓄能容量电价机制等内容进行了分析，本篇将聚焦有序建立发电侧可靠容量补偿机制、完善电费结算政策展开详细解读。

四、有序建立发电侧可靠容量补偿机制

【原文内容摘要】

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。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。补偿标准以弥补市场边际机组在电能量和辅助服务市场不能回收的固定成本为基础，统筹考虑电力供需关系、用户承受能力、电力市场建设进展等因素合理确定，并适时调整。新能源装机占比高、可靠容量需求大的地区，应加快建立可靠容量补偿机制。

“114号文”中有关于“可靠容量补偿机制”的政策变化如下：

可靠容量指机组在全年系统顶峰时段能够持续稳定供电的容量，不再以装机容量为依据进行容量电费计算；

补偿标准以弥补市场边际机组在电能量和辅助服务市场不能回收的固定成本为基础，不再执行原有容量电价；

对机组可靠容量根据顶峰能力按统一原则进行补偿，公平反映机组对电力系统顶峰贡献。

在当前容量电价补偿机制下，燃煤机组每年根据装机容量、统一容量电价以及回收比例可以相对稳定地回收容量电费，顶峰能力考核机制则是在系统顶峰时段内，对机组实际出力未达到实时出清电力的部分进行回收惩罚，最后根据机组在系统内总顶峰出力的相对占比来进行费用返还；而可靠容量补偿机制的建立，标志着未来火电机组、独立新型储能的功能定位和收益模式发生明显转变：不再单纯依赖“多发电”获取收入，还取决于机组在系统全年负荷高峰时段能否稳定、高负荷发电。

该机制有利于为具备高可用率、低故障率和较强顶峰支撑能力的发电机组提供相对稳定的容量型收入，强化其作为系统“保供和调节电源”的角色；同时，也会通过严格的可靠性考核和扣减机制，加速低效率、老旧、可靠性差机组的边缘化甚至退出。

与现行的容量电价补偿机制相比，可靠容量补偿费用计算方式为：可靠容量补偿费用 = 可靠容量×补偿价格×容量供需系数。

此机制改变了原有燃煤机组、独立新型储能电站的稳定现金流模式，其费用规模将受到当期系统供需关系、边际机组成本，厂用电率等因素影响，同时惩罚机制将更加严格（机制对比可参考下图），对于蒙西等新能源装机占比较高的电网系统来说系统内供需关系宽松，预计容量供需系数偏低将导致可靠容量补偿费用规模小于当前容量电费规模。在新能源占比持续提升、电力系统波动性加大的背景下，发电机组将更加重视运行可靠性、迎峰度夏（冬）保障能力和灵活性改造，其竞争力将不再主要体现在发电量多少，而体现在顶峰时段对电力系统的贡献程度。

五、完善电费结算政策

【原文内容摘要】

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。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；现货市场未连续运行地区，抽水(充电)价格执行电网代理工商业用户购电价格，发电(放电)价格形成方式由省级价格主管部门统筹考虑各类技术路线充放损耗等确定。抽水蓄能、电网侧独立新型储能抽水(充电)时视作用户，缴纳上网环节线损费用和系统运行费用，暂按单一电量制用户执行输配电价；发电(放电)电量相应退减输配电费。按比例由抽水蓄能电站分享的市场收益，统一按月结算、按年清算。

该政策的发布，将调节性电源（包括火电、抽水蓄能和电网侧独立新型储能）的容量成本和调节价值系统化、显性化地纳入电力市场和电价体系：一方面，调节性电源的容量电费和可靠容量补偿费用统一计入当地系统运行费用，由用电侧合理分摊，明确“保供和调节是系统性成本”，增强了容量价值的制度保障。另一方面，针对抽水蓄能和电网侧独立储能在现货市场是否连续运行的两种情形，政策分别明确了其充放电价格与结算规则。这有助于避免因市场不成熟带来的收益不确定性，从而稳定投资预期。

同时，通过明确抽水（充电）时按用户缴纳线损和系统运行费用、放电时退减输配电费的规则，理顺了与电网之间的成本与收益边界，减少结算争议；配合“按月结算、按年清算”的收益分配方式，也有助于改善项目现金流和融资条件，但与此同时也增加了用户电价上升的压力。

整体来看，该政策强化了调节能力在电力系统中的价格信号，推动火电、抽蓄和储能从“以电量为主”向“以容量和调节能力为核心”的功能定位转型，为新能源高比例接入背景下电力系统安全稳定运行提供制度支撑。对于未来电力交易市场来说，容量电费上调、可靠容量补偿费用纳入系统运行费用，势必将提高用户用电成本，但是考虑到新能源装机容量日益增长，不断挤压火电机组的上网空间，预计火电机组将以“以价换量”的策略，通过降低现货申报价格来延缓自身利用小时数的下降速度。这最终可能导致系统内现货价格呈现下降趋势。

同时在“114号文”中提到“各地可根据电力市场供需、参与市场的所有机组变动成本等情况，适当调整省内煤电中长期市场交易价格下限”，这一提议也许预示着在未来的电力交易市场中，燃煤机组中长期合约价格将跟随现货价格同步下降（波动），最终燃煤机组合约价格与现货价格的降低，将一定程度对冲容量电价提高与可靠容量补偿电费纳入系统运行费用对用户电价上升的影响，使用户电价处于可控、可接受范围内。

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。