界面新闻见习记者｜蒋习

发电侧容量电价机制再完善，新型储能首次入列。

2026年1月30日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》(发改价格〔2026〕114号，下称《通知》)。

《通知》的总体思路是要分类完善煤电、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，公平反映不同机组对电力系统顶峰贡献。

中国新能源已成为第一大装机电源类型，但新能源随机性、波动性强，必须配套建设一定规模的调节性电源。目前，承担系统调节任务的主要是煤电、气电、抽水蓄能和新型储能。

“十四五”期间，中国陆续建立煤电、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，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，保障电力系统安全平稳运行，有力促进了新能源消纳利用。

但随着新型电力系统建设发展，现行容量电价机制遇到一些新情况新问题。

国家发展改革委、国家能源局有关负责人在答记者问时指出，具体包括部分地区煤电利用小时数快速下降，现有容量电价水平的保障力度出现不足；当前抽水蓄能容量电价机制对企业的成本约束不足；各地针对气电和新型储能的容量电价原则不一致。

因此，需适应新型电力系统和电力市场体系建设要求，分类完善容量电价机制，适时建立发电侧可靠容量补偿机制。

新型储能首次入列

“《通知》最大的亮点是为电网侧独立新型储能建立了容量电价机制。相比之下，完善煤电和抽水蓄能的容量电价是既有政策的延续或必要补充。”厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强告诉界面新闻。

《通知》明确，建立电网侧独立新型储能容量电价机制。

这是首次从国家制度层面明确新型储能的容量价值，将电网侧独立新型储能正式纳入发电侧容量电价机制。

在实施范围方面，《通知》指出，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。

电量电价是按照实际发生的交易电量计费的电价。容量电价指独立于电量市场之外的的激励补偿机制，机组以装机容量而非发电量为基准获得额外收益，代表电力工业企业成本中的容量成本，即固定资产投资费用。

通俗地讲，容量电价相当于发电厂有了类似固定电话的“座机费”，只要保持发电能力“随时待命”，哪怕暂时不发电，也能获得一笔固定收入。

对于新型储能容量电价水平，《通知》称，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。

罗兰贝格副合伙人、能源行业首席专家傅强对界面新闻表示，当前新能源高比例并网加剧调峰压力，而此前独立储能仅靠峰谷套利盈利偏低，明显制约规模化发展，无法支撑新型储能规模化建设专项行动方案。

他认为，储能容量电价机制将项目内部收益率(IRR)提升至8%-12%的健康区间，保障了市场主体的投资意愿。这也让储能明确为独立的容量主体，形成“容量电价+套利+辅助服务”多元收益。

“2026年将成为独立新型储能市场化发展元年。”中关村储能产业技术联盟表示，《通知》的出台标志着独立新型储能完整收益版图成型——电能量市场收益、辅助服务市场收益、容量电价收益三大板块协同发力，为产业可持续发展筑牢了收益根基。

据CNESA DataLink 全球储能数据库不完全统计，截至2025年12月底，全国新型储能累计装机规模达144.7 GW，同比增长85%，是“十三五”末的45倍，增速领跑全球。

2025年初，国家发改委、国家能源局联合发布“136号文”，明确规定储能配置不再作为新能源项目核准、并网的前置条件，终结了“强制配储”。

林伯强对界面新闻指出，能源低碳转型的主要堵点是新能源的消纳能力。理论上可以通过扩大煤电系统来提供调节能力，但长远看，规模化发展储能是更经济、更符合转型方向的解决方案。

“储能从过去发电侧的配套或备用电源的配角，升级为构建以新能源为主体的新型电力系统中不可或缺的主角。”傅强认为，随着风光发电占比的快速提升，储能成为解决电网阻塞、提升新能源消纳能力的必要前置环节，这一关键定位将在未来5-10年持续强化。

煤电容量电价可提高

此外，《通知》还指出，完善煤电及天然气发电、抽水蓄能容量电价机制。

具体看，《通知》明确，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，下称1501号文)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。

这意味着，煤电的容量电价有望在目前基础上进一步提高。

2023年11月10日，国家发展改革委、国家能源局发布1501号文，将煤电单一制电价调整为两部制电价，建立容量电价机制。

1501号文称，容量电价水平根据转型进度等实际情况合理确定并逐步调整，充分体现煤电对电力系统的支撑调节价值，确保煤电行业持续健康运行。煤电容量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定。

其中，用于计算容量电价的煤电机组固定成本实行全国统一标准，为每年每千瓦330元；综合考虑各地电力系统需要、煤电功能转型情况等因素确定各地比例，2024-2025多数地方为30%左右，部分煤电功能转型较快的地方适当高一些，为50%左右。

按照30%比例执行的地方，容量电价为100元/千瓦·年（含税）；按照50%比例执行，容量电价为165元/千瓦·年（含税）。

傅强表示，本次煤电容量电价标准的提升，将有助于提高煤电行业资产回报率，改善现金流，缓解利用小时数持续下降但固定成本刚性的矛盾。

与此同时，可以推动行业结构优化，加速低效小机组出清，促进灵活性改造的深度和广度，也为煤电向灵活性电源定位转型提供商业模式支撑，为风光新能源的进一步接入创造条件。

容量电价的提高，也将弥补煤电利用小时数下降带来的损失。近年来，随着新能源装机的增加，煤电利用小时数呈现下降趋势。

据国家能源局近日公布的2025年全国电力统计数据，2025年，全国6000千瓦及以上电厂发电设备累计平均利用3119小时，比上年同期减少312小时。

据中电联发布《2025年上半年全国电力供需形势分析预测报告》，2025年上半年，火电发电设备利用小时为1968小时，同比降低130小时；煤电发电设备利用小时为2056小时，同比降低147小时。

对于抽水蓄能，《通知》指出，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，下称633号文）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，同时电站自主参与电力市场，获得的收益由电站和用户分享。

傅强表示，这一举措让抽蓄项目内部收益率稳定在6%-8%，大幅覆盖固定成本，显著提振市场投资信心，如此才能让抽水蓄能与新能源基地更有效的形成配套的一体化，与电化学储能形成长短时长配合的互补格局。

国家电投经研院党总支副书记、总经理李鹏公开发文称，抽水蓄能建设周期长、投资规模大，是承担中长期调峰和系统稳定任务的传统调节电源。本次政策充分考虑抽水蓄能的技术特性和历史实际，针对633号文件出台前后项目作出差异化、过渡性安排。

2021年5月，国家发展改革委发布633号文，提出要坚持以两部制电价政策为主体，进一步完善抽水蓄能价格形成机制。

2023年5月15日，国家发改委发布《关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知》，公布了在运及2025年底前拟投运的48座抽水蓄能电站的核定容量电价，自2023年6月1日起执行。

《通知》亦明确，有序建立发电侧可靠容量补偿机制，并且对可靠容量定义、补偿标准、补偿范围等做出了具体的要求。

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是不同的。

国家发展改革委、国家能源局有关负责人在答记者问时指出，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，有利于促进不同技术类型公平竞争，推动行业高质量发展，这也是成熟电力市场通行做法。

“此次政策推动电力市场从‘电量为王’向‘电量+容量’双轨制转型，建立发电侧可靠容量补偿机制，现货市场连续运行后按顶峰贡献对各类机组统一补偿，这无疑会重塑电力投资格局，让绿色转型中相对发展滞后的调节性资产，如储能、煤电、抽蓄的吸引力显著提升，迎来增长黄金期。”傅强称。

此外，促进储能、煤电、抽蓄等多元节点资源协同运行，将持续降低系统的弃风弃光率，为实现新能源装机占比超50%的新型电力系统筑牢支撑基础。