摘要

本文对2026年1月27日国家发展改革委、国家能源局联合印发的《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号）进行系统解读。该政策标志着我国电力市场建设进入新阶段，通过分类完善煤电、气电、抽水蓄能和新型储能容量电价机制，有序建立可靠容量补偿机制，旨在保障电力系统安全稳定运行，助力能源绿色低碳转型。研究显示，新机制将容量电价回收煤电机组固定成本的比例提升至不低于50%（即每年每千瓦165元），并对抽水蓄能电站实行'一省一价'的标杆容量电价机制，同时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。政策创新性地提出从'容量电价'向'可靠容量补偿'机制过渡的路径，推动补偿标准从'看身份'转向'看能力'，这一转变将显著提升电力系统调节能力，促进各类电源公平竞争，为构建新型电力系统提供制度保障。

关键词：容量电价机制、可靠容量补偿、调节性电源、新型电力系统、政策解读

一、引言 

2026年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》），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的重要里程碑。《通知》聚焦于解决新型电力系统建设中的调节性电源合理回报问题，通过对各类调节性电源实施差异化容量电价机制，保障电力系统安全稳定运行，助力能源绿色低碳转型。

当前，我国新能源已成为第一大装机电源类型，但其随机性、波动性强的特点，必须配套建设一定规模的调节性电源，在新能源出力不足、电力供应紧张时段保障稳定供电。然而，随着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；抽水蓄能容量电价机制对企业成本约束不足；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。这些问题迫切需要完善发电侧容量电价机制。

《通知》的出台基于扎实调研和科学论证，系统完善了煤电、气电、抽水蓄能容量电价机制，并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。同时，政策提出了可靠容量补偿机制的过渡路径，标志着我国容量电价制度从分类制定向统一标准迈出了关键一步。

本文旨在对《通知》进行系统解读，深入分析其出台背景、核心内容、创新亮点及实施路径，为相关政策部门、电力企业和研究人员提供学术参考和实践指引。

二、政策出台的背景与战略意义 

2.1 新能源快速发展对电力系统调节能力提出新要求 

近年来，我国新能源呈现爆发式增长态势，已成为电力装机的第一大电源类型。然而，新能源的随机性、波动性和间歇性特点，给电力系统稳定运行带来了巨大挑战。在新能源出力不足、电力供应紧张时段，需要调节性电源保障稳定供电；而在新能源大发时段，调节性电源又需要为新能源让路，减少发电小时数。

这种运行特性导致传统调节性电源经营压力加大。以煤电为例，2024年全国煤电利用小时为4628小时，同比降低62小时，部分省份煤电利用小时数已降至4000小时以下。利用小时数的大幅下降使得煤电企业通过电能量市场回收固定成本愈发困难，影响了煤电企业持续经营和机组灵活性改造积极性。

同时，我国电力系统调节能力存在结构性不足。根据国家能源局数据，我国电力系统调节能力需求约为装机容量的15%-20%，但目前实际调节能力仅占装机容量的6%左右。这一缺口严重制约了新能源消纳水平，部分地区出现了较为严重的弃风弃光现象。

2.2 现行容量电价机制存在不足与挑战 

'十四五'期间，国家陆续建立了煤电、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。这些机制通过发放'保底工资'的制度性安排，推动相关电源顶峰时发电保供、平时为新能源让路，保障了电力系统安全平稳运行。

然而，现行容量电价机制在运行中逐渐暴露出三方面问题：

一是机制设计相对粗放。现有煤电容量电价机制大多仅涵盖煤电机组，其他提供类似调节服务的发用电类型并没有包括在内，忽略了此类资源对容量充裕度和系统灵活性的贡献。同时，煤电容量电价一律按照最大出力支付，缺乏对煤电降低出力的激励；按年份支付的方式也忽略了年度内不同月份容量需求的差异。

二是地区差异化考虑不足。目前所有省份都按照每年100元/千瓦或者每年165元/千瓦的标准执行煤电容量电价，没有做更详细区分。但实际上不同省份电力需求状况不同，对于系统充裕度和灵活性资源的需求也不尽相同。经济发达地区如广东、浙江等省份对电力可靠性要求较高，容量充裕度相对短缺，电价承受能力相对较强；而山西、甘肃等地区，主要作为能源供应基地向其他省份提供电力，本地电力容量充裕度需求相对较少。

三是考核机制不完善。现有的煤电容量电价机制要求在正常在运情况下，煤电机组按调度指令提供申报最大出力，否则扣减当月容量电费。但调度指令通常采用随机抽查测试方式，并不完全和市场实际需求一致。这种随机抽查的考核和惩罚措施无法体现出不同煤电机组对容量充裕度和灵活性的贡献。

2.3 在构建新型电力系统中的定位与作用 

《通知》的出台是构建新型电力系统的关键制度保障。新型电力系统以新能源为主体，需要各类调节性电源提供灵活调节能力，保障系统安全稳定运行。容量电价机制通过为调节性电源提供稳定收益预期，激励其投资建设和运营维护，是解决调节能力不足问题的重要举措。

同时，完善发电侧容量电价机制也是深化电力市场化改革的内在要求。电力市场包括电能量市场、辅助服务市场和容量市场三个组成部分。目前我国电能量市场建设相对成熟，辅助服务市场正在完善，而容量市场建设相对滞后。《通知》提出的可靠容量补偿机制，为未来容量市场建设奠定了基础，有利于形成完整的电力市场体系。

此外，该机制还有助于推动能源绿色低碳转型。通过为调节性电源提供合理回报，保障其在系统中的存量规模和质量，可以支撑更高比例的新能源接入，加速能源结构优化调整。

表：我国电力系统调节能力需求与现状对比

三、政策核心内容与机制设计 

3.1 煤电容量电价机制的完善路径 

《通知》对煤电容量电价机制进行了重大调整和完善。首先，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%，即每年每千瓦165元，各地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这一比例。

这一调整具有充分的经济学依据。煤电机组固定成本主要包括折旧费、财务费用、人工成本等，占总成本的40%-50%。当利用小时数高于5000小时时，煤电机组可通过电能量市场回收全部固定成本；但当利用小时数降至4000小时以下时，仅靠电能量市场收入已无法覆盖固定成本，导致煤电机组出现亏损。将容量电价回收固定成本比例提升至不低于50%，可有效保障煤电机组在低利用小时数情况下的持续经营能力。

在费用分摊方面，《通知》明确煤电容量电费纳入系统运行费用，由工商业用户按当月用电量比例分摊。对于跨省跨区外送电量，对应的煤电容量电费不由送端省份工商业用户承担，而是按照受端地区煤电容量电价标准执行或由相关发电企业与交易对方协商确定，体现了'谁受益、谁承担'的原则。

考核机制也得到进一步强化。煤电机组正常在运情况下，无法按照调度指令提供申报最大出力的，月内发生两次扣减当月容量电费的10%，发生三次扣减50%，发生四次及以上扣减100%。自然年内月容量电费全部扣减累计发生三次的煤电机组，取消其获取容量电费的资格。这种严格的考核机制有助于确保煤电机组实际可用容量。

3.2 气电容量电价机制的建立与设计 

《通知》首次在国家层面明确可参照煤电容量电价的确定方法建立气电容量电价机制。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。

气电作为清洁高效的调节性电源，具有启动速度快、调节性能好、碳排放强度低等优势，是电力系统重要的灵活性资源。然而，由于气价高、发电成本高等因素，气电在电力市场中竞争力不足，需要容量电价机制支持其发展。

广东省在气电容量电价机制方面已先行探索。根据广东省发展改革委发布的《关于我省煤电气电容量电价机制有关事项的通知》，该省根据气电机组类型差异化设定容量电价标准：使用澳大利亚进口合约天然气的配套气电机组容量电价调整为每年每千瓦165元，9E及以上的其他常规机组调整为每年每千瓦264元；6F及以下的其他常规机组调整为每年每千瓦330元；对于纳入国家能源领域首台（套）重大技术装备的气电机组的容量电价调整为每年每千瓦396元。

这种差异化设计考虑了不同类型气电机组的实际成本和调节性能，为全国范围内气电容量电价机制提供了重要参考。预计各地将结合本地区气电发展实际，制定差异化气电容量电价标准。

3.3 抽水蓄能容量电价机制的创新突破 

《通知》对抽水蓄能容量电价机制进行了重大创新，主要体现在三个方面：

一是实行新老划断。对《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）出台前开工建设的电站，维持现行价格机制不变，具体由各地制定或校核；对633号文件出台后开工建设的电站，实行'一省一价'，由各地按照弥补平均成本的原则制定当地统一的容量电价。

二是建立定期评估调整机制。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号文件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。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。

三是引入收益分享机制。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。这一机制既保障了抽水蓄能电站合理收益，又避免了过度盈利。

这些创新举措有助于引导抽水蓄能电站合理布局、降本增效。特别是'一省一价'的标杆容量电价机制，将倒逼新建机组控制投运成本，推动集约化发展，为抽蓄项目提供明确的决策依据。

3.4 电网侧独立新型储能容量电价机制的设计思路 

《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，这是政策的一大亮点。根据《通知》，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。

这种设计体现了'补系统之所需'的政策导向。新型储能容量电价以当地煤电容量电价为基础，根据其顶峰支撑能力按比例折算，折算比例与连续放电小时数和系统最长净负荷高峰持续时段直接挂钩，真实反映储能对系统顶峰保障的实际贡献。

电网侧独立新型储能电站将实行清单制管理，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。这种管理方式有助于防止一哄而上、无序发展，确保储能项目建设与系统需求相匹配。

表：四类调节性电源容量电价机制比较

四、可靠容量补偿机制：政策亮点与创新 

4.1 从'看身份'到'看能力'的理念转变 

《通知》最具创新性的内容是提出了可靠容量补偿机制，这标志着我国容量电价制度从'看身份'向'看能力'的重大转变。

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，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是不同的。例如，煤电机组可靠容量可达装机容量的85%-90%，而风电、光伏的可靠容量通常只有装机容量的10%-20%。

随着我国电力市场特别是现货市场发展，部分地区逐步具备了用同一'标尺'衡量不同类型机组贡献大小的条件。因此，《通知》提出，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。

这种转变有助于促进不同技术类型公平竞争，推动行业高质量发展。以往按电源类型分类制定容量电价的方式，可能导致某些技术类型获得过度补偿，而另一些技术类型补偿不足。统一按可靠容量补偿，使各种技术在公平起跑线上竞争，有利于优化资源配置。

4.2 可靠容量补偿机制的设计要点 

可靠容量补偿机制的设计体现了科学性、前瞻性和可操作性。根据《通知》，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。

补偿范围的确定遵循循序渐进原则。可靠容量补偿机制的补偿范围，可包括自主参与当地市场的煤电、气电和符合条件的电网侧独立新型储能等，并结合电力市场建设和电价市场化改革等情况逐步扩展至抽水蓄能等其他具备可靠容量的机组；对获得其他保障的容量不重复补偿。政府定价的机组，不予补偿。

值得注意的是，可靠容量补偿机制建立后，相关煤电、气电、电网侧独立新型储能等机组，将不再执行原有容量电价。省级价格主管部门可在市场体系较为健全的基础上，对本通知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。

4.3 与电力市场建设的协同推进 

可靠容量补偿机制与电力市场建设密切相关、协同推进。《通知》明确，电力现货市场连续运行是建立可靠容量补偿机制的前提条件。这是因为现货市场能够形成准确的价格信号，反映不同时段电力的真实价值，为可靠容量评估提供基础。

同时，《通知》对电力市场交易和价格机制也作了相应优化完善。一是推动抽水蓄能、新型储能公平参与电力市场；二是优化煤电中长期市场交易价格下限；三是鼓励供需双方签订灵活价格机制。这些配套措施有助于形成完整的市场体系，为可靠容量补偿机制有效运行创造条件。

特别是对于煤电中长期交易价格下限的调整，《通知》明确各地可适当调整省内煤电中长期市场交易价格下限，不再统一执行基准价下浮20%的下限，而是由各地根据电力市场供需、参与市场的所有机组变动成本等情况合理确定下限。这一调整考虑了容量电价提高后，煤电需通过电能量市场回收的成本下降，有利于促进各类机组公平竞争。

五、政策实施路径与影响评估 

5.1 分阶段实施的路径设计 

《通知》的实施遵循分阶段、差异化推进原则。首先，立即完善煤电容量电价机制，将固定成本回收比例提升至不低于50%；其次，推动气电、抽水蓄能和新型储能容量电价机制落地；最后，在电力现货市场连续运行地区，试点推进可靠容量补偿机制。

这种分阶段实施路径考虑了各地区电力市场发展不平衡的实际情况。目前，山西、广东、山东、甘肃等省份已开展电力现货市场连续结算试运行，具备了建立可靠容量补偿机制的基本条件；而大部分省份仍处于市场建设初期，宜先完善分类容量电价机制。

对于抽水蓄能电站，也体现了差异化思路。633号文件出台前开工建设的电站，维持现行价格机制不变；633号文件出台后开工建设的电站，实行'一省一价'，并鼓励其自主选择执行可靠容量补偿机制。这种新老划断的处理方式，保障了政策平稳过渡。

5.2 对电力行业的影响分析 

《通知》实施将对电力行业产生深远影响。首先，对煤电企业而言，容量电价标准提升将改善企业经营状况，增强投资信心。以一台60万千瓦煤电机组为例，容量电价从100元/千瓦提高至165元/千瓦，每年可增加容量电费收入约2340万元，有效缓解利用小时数下降带来的经营压力。

对气电企业，国家层面容量电价机制的明确，将改变气电'不上不下'的尴尬地位，为气电发展提供稳定预期。特别是对于调峰性能优异的燃气机组，容量电价将保障其基本收益，激励其参与系统调节。

对抽水蓄能和新型储能，容量电价机制提供了稳定收益预期，有利于吸引社会资本投资。特别是新型储能，首次纳入容量电价机制，将改变其依赖峰谷价差套利的单一商业模式，促进多元化发展。

对新能源企业，调节性电源容量电价机制的完善，将为新能源消纳创造更大空间。随着系统调节能力提升，新能源并网瓶颈将得到缓解，有利于进一步提高新能源渗透率。

5.3 对终端用户的影响评估 

政策出台后，对居民和农业用户电价水平没有影响，仍执行现行目录销售电价政策。对于工商业用户，发电侧容量电价机制完善后，调节性电源需要通过电能量市场回收的成本下降、通过容量电价回收的成本上升，'一升一降'形成对冲，对工商业用户的购电成本影响不大。

从长期看，完善发电侧容量电价机制，有利于加快构建新型电力系统，对更好地保障用户用电需求是有好处的。特别是对于电力供应紧张地区，容量电价机制激励调节性电源建设，将减少有序用电风险，提高供电可靠性。

此外，政策还引入了用户经济承受能力评估制度。省级价格主管部门要会同能源主管部门建立用户经济承受能力评估制度，将评估结果作为确定可靠容量补偿标准的重要依据。电力系统可靠容量充裕或用户经济承受能力较弱的地区，要从严控制新增调节性电源项目，确保电价水平可控。

5.4 实施挑战与应对策略 

《通知》实施面临多方面挑战。首先是地区差异化问题。我国不同省份电力结构、资源禀赋、市场发展程度存在较大差异，需要制定符合本地实际的实施方案。例如，天津已将煤电容量电价从每年每千瓦100元调整为231元，远高于全国最低标准，反映了地区特殊性。

其次是机制协调问题。容量电价与现货市场、辅助服务市场需要有机衔接，避免重复补偿或补偿不足。特别是在过渡期，分类容量电价与可靠容量补偿机制并存，需要明确界定适用范围和补偿标准。

第三是监管能力挑战。容量电价机制对政府监管能力提出更高要求，需要建立健全监测评估体系，确保政策实施效果。特别是对可靠容量的认定、考核和结算，需要专业机构和技术支持。

针对这些挑战，《通知》提出了相应应对策略：加强工作协同，建立电价承受能力评估制度，加强容量电费考核。这些措施将有助于政策平稳落地。

表：政策实施的关键挑战与应对策略

六、结论与展望 

6.1 政策的主要创新与价值 

《关于完善发电侧容量电价机制的通知》是我国电力体制改革进程中的重要里程碑，其创新价值和现实意义主要体现在三个方面：

一是理念创新，实现了从'看身份'到'看能力'的转变。可靠容量补偿机制的提出，打破了电源类型界限，以统一标准衡量各类机组对系统的贡献，体现了公平竞争原则，符合成熟电力市场通行做法。

二是机制创新，构建了多层次、差异化的容量电价体系。政策针对煤电、气电、抽水蓄能、新型储能不同特点，设计了差异化机制，同时明确了从分类容量电价向统一可靠容量补偿的过渡路径，体现了制度的系统性和前瞻性。

三是管理创新，引入了清单制、收益分享、定期评估等新型管理工具。这些工具应用将提高政策精准性和有效性，避免'一刀切'弊端，为电力行业精细化管理提供了示范。

6.2 未来发展趋势与政策建议 

随着《通知》深入实施，我国容量电价机制将呈现三方面发展趋势：

一是市场化程度不断提高。随着电力现货市场全面铺开，可靠容量补偿机制将逐步取代分类容量电价，最终向容量市场过渡，形成市场化容量定价机制。

二是覆盖范围持续扩大。目前容量电价机制主要覆盖发电侧资源，未来有望逐步扩展至需求侧资源、虚拟电厂等新型调节资源，形成全资源容量市场。

三是跨省跨区协调增强。随着区域统一电力市场建设推进，容量电价机制将从省内向区域扩展，促进调节资源在更大范围内优化配置。

为进一步完善容量电价机制，提出以下政策建议：

一是加快电力现货市场建设，为可靠容量补偿机制实施创造条件。现货市场是准确评估机组可靠容量的基础，应扩大现货市场试点范围，缩短结算周期，提高价格信号准确性。

二是健全配套政策体系，包括调节性电源投资引导机制、成本监审制度、绩效考核体系等，形成政策合力，确保容量电价机制有效运行。

三是加强部门协同和央地联动。容量电价机制涉及多个部门和层级，需要建立高效协调机制，明确责任分工，确保政策有序实施。

6.3 对构建新型电力系统的深远影响 

《通知》的实施将对构建新型电力系统产生深远影响。一方面，通过为调节性电源提供合理回报，保障系统调节能力，将支撑更高比例新能源接入，加速能源结构优化调整。预计到2030年，我国新能源装机容量将超过煤电，成为第一大电源，系统调节需求将进一步扩大。

另一方面，容量电价机制完善将推动电力市场建设走向深入，形成电能量、辅助服务、容量三大市场有机衔接的完整体系。这一体系将为能源转型提供制度保障，使电力系统在安全、经济、绿色三个目标之间实现更好平衡。

总之，《关于完善发电侧容量电价机制的通知》是我国能源领域一项重大制度创新，体现了国家推动能源绿色低碳转型的决心和智慧。随着政策落地实施，我国电力系统将更加安全可靠、经济高效、清洁低碳，为经济社会高质量发展提供坚强支撑。

参考文献

1.《国家发展改革委国家能源局关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号）．中国政府网．2026年1月27日发布．

2.《关于完善发电侧容量电价机制的通知》解读．国家发展改革委．2026年1月30日发布．

3.国家发展改革委、国家能源局有关负责同志就《关于完善发电侧容量电价机制的通知》答记者问．国家发展改革委微信公众号．2026年1月30日发布．

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5.国家政策|国家发展改革委 国家能源局关于完善发电侧容量电价机制的通知+解读．微信公众号．2026年1月30日发布．

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10.更好保障电力系统安全稳定运行助力能源绿色低碳转型——解读《关于完善发电侧容量电价机制的通知》．新华社．2026年1月30日发布．

11.国家发展改革委关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知．百度百科．2025年11月14日更新．