关于对完善发电侧容量电价机制文件解读

基于国家发展改革委、国家能源局发布的《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》）原文，结合多位行业专家的深度解读，以下是对该政策的理解要点与核心逻辑梳理。

一、政策背景与总体定位

《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（以下简称《通知》）的发布，标志着我国电力市场顶层设计迎来了关键性的闭环。这一政策的出台并非偶然，而是为了解决新型能源体系下日益凸显的三大结构性矛盾：一是部分地区煤电利用小时数快速下降，导致单一电量电价难以覆盖固定成本，出现了生存危机与保障能力不足的苗头；二是现行抽水蓄能价格机制对企业成本约束乏力，不利于行业降本增效与科学布局；三是气电与新型储能缺乏统一的国家级容量电价规范，导致各地政策差异巨大，市场环境有失公平 。

在此背景下，《通知》构建了涵盖电能量、辅助服务及容量价值的多元化电价体系，确立了调节性电源‘保底工资’的制度定位 。该机制旨在通过保障固定成本回收，理顺调节性电源的经营预期，推动其从单一发电向‘低谷调峰、高峰保供’的双重功能转变 。此举不仅有效解决了高比例新能源接入下的系统调节难题，更在保障电力安全供应的基础上，为新能源消纳创造了必要的市场空间。

二、机制设计：四类电源的差异化施策与精准定价

《通知》依据不同电源的技术特性与发展阶段，实施了精细化的分类施策，并首次引入了具体的量化参数：

对于煤电，政策旨在夯实其“压舱石”地位。将各地通过容量电价回收煤电机组固定成本的比例，从之前的约30%统一提升至不低于50%（即每年每千瓦165元），并允许结合当地实际进一步提高。这一举措确立了煤电“基础保障+系统调节”的功能定位，确保其在发电空间被挤占的趋势下仍能维持稳健经营。

对于电网侧独立新型储能，政策实现了历史性突破，首次在国家层面确立其容量电价地位。凡是服务于系统安全、未参与配储的独立储能项目均纳入支持范围。定价机制上，以当地煤电容量电价为基准，并引入了挂钩顶峰能力的折算系数（K值）。文件明确了K值的计算公式为：“满功率连续放电时长/全年最长净负荷高峰持续时长”（上限为1）。这一量化公式直接确立了“时长决定价值”的导向，意味着在高峰持续时间较长的省份，短时储能的容量收益将面临折价。

对于抽水蓄能，机制设计兼顾了存量稳定与增量效率。对633号文前开工的项目维持原有政府定价；对新开工项目则实施“一省一价”，即由省级主管部门按经营期内弥补平均成本的原则，制定全省统一的容量电价，不再实行“实报实销”的个别定价，以此倒逼企业在选点与建设环节追求成本控制。

对于气电，政策填补了制度空白，授权省级价格主管部门参照煤电模式建立容量电价机制，赋予地方根据自身能源结构灵活施策的空间，以激发气电的快速调节潜力。

三、机制演进：从“分类电价”向“可靠容量补偿”过渡

《通知》勾勒了清晰的机制演进路线图。当前阶段侧重于分类完善各类电源的电价标准；而随着电力现货市场的连续运行，未来将有序建立“可靠容量补偿机制”。这一演进的实质是打破电源的“身份界限”，转而以“可靠容量”——即机组在系统顶峰时段的实际供电能力——作为统一标尺。届时，煤电、气电、储能等不同主体将在同一起跑线上，基于其对系统的实际顶峰贡献获取补偿，真正实现同工同酬与公平竞争。

四、配套措施与约束机制

为保障机制的平稳落地与高效运行，《通知》坚持“市场松绑”与“刚性约束”并重，从完善市场交易、理顺成本分摊及强化考核约束三个维度构建了协同互补的闭环保障体系。

在深化交易规则改革方面，政策实施了关键性的制度松绑，明确取消煤电中长期交易价格“基准价下浮20%”的统一限制 。鉴于容量电价已有效覆盖调节性电源的部分固定成本，此举旨在引导煤电报价回归边际成本，拓展价格下行空间，有效防范用户在承担容量费用的同时支付过高电能量费用的“重复付费”风险，实现终端电价的结构性平衡 。同时，政策明确鼓励供需双方签订反映实时供需变化的“灵活价格”合同，进一步提升市场的资源配置效率 。

在理顺成本疏导机制上，明确将调节性电源的容量电费纳入系统运行费用，由工商业用户分摊 ；同时规定电网侧独立新型储能、抽水蓄能电站充电时视作用户，执行单一制输配电价并缴纳上网环节线损费用，进一步规范了成本分摊逻辑 。

在强化规划约束与绩效考核方面，文件确立了全流程管控防线：一方面对电网侧独立新型储能实行严格的“清单制”管理，明确项目须纳入省级具体清单方可获得容量电价支持，严控准入门槛 ；另一方面建立用户承受能力评估制度，规定在系统容量充裕或用户经济承受能力较弱的地区，严禁新增给予容量补贴的项目，从源头防范盲目建设与过度投资 。此外，严格落实“按效付费”导向，对顶峰能力不达标的机组实施刚性电费扣减，确保容量电费资金精准投向具备真实调节能力的优质资源，最大化资金使用绩效。

五、政策影响及意义

综合中电联及电规总院等多方权威专家的深度研判，本轮改革对于构建新型电力系统具有里程碑式的战略意义 。

从制度架构上看，政策补齐了市场拼图，从根基上破解了单一电量电价难以适应高比例新能源接入的结构性矛盾，标志着我国正式建成“电能量+辅助服务+容量”三位一体的完整市场化定价体系 。

在竞争机制上，改革确立了“同工同酬”的市场原则，通过引入“可靠容量”作为统一标尺，打破了电源身份壁垒，促使煤电、气电及储能等多元技术路线在同一起跑线上公平竞争，实现了行业管理模式从“身份管理”向“价值管理”的根本性跨越 。

更关键的是，该机制通过发放“保底工资”的制度性安排，为调节性电源提供了稳定的收益预期，确保平时“备而不用”的应急机组具备生存能力，从而通过经济手段有效化解了系统灵活性不足的风险，为能源转型筑牢了安全底线 。

最终，通过将收益挂钩“可靠容量”并实施严格考核，新政将精准引导社会资本流向长时储能、高效煤电等具备真实顶峰能力的优质资产，有效遏制低效、投机性的电源建设，避免“劣币驱逐良币”现象，显著提升全社会的电力投资效益与资源配置效率。