2026年1月27日，国家发展和改革委员会、国家能源局印发《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”），明确提出分类完善煤电、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。“114号文”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，为“十五五”新型储能行业发展注入一剂“强心针”。现就行业普遍关心的问题进行解读。

政策出台的背景是什么？

随着新能源装机占比的持续攀升，调节性电源对保障电力系统安全稳定运行的价值日益凸显。“114号文”的出台是应对能源转型深层次矛盾、保障电力安全、引导调节性电源平稳有序建设的必然之举。其核心逻辑可概括为“一个矛盾、两个需求”。

“一个矛盾”：新能源大规模发展带来的系统调节能力需求激增，与现行容量电价机制对调节性电源基础收益保障力度不足之间的矛盾。“114号文”出台旨在通过深化价格机制改革，促进调节性电源的容量价值、顶峰贡献与收益水平精准匹配，破解行业发展的机制性障碍。

“两个需求”：一是保障电力系统安全稳定的需求。必须建立长期有效的价格机制，激励各类调节性电源保持充足可靠的发电容量，确保在新能源出力不足时发电保供。二是引导调节性电源平稳有序发展的需求。需要释放清晰可观的价格信号，显性化调节性电源容量价值，引导社会资本积极建设调节性电源。

政策主要内容是什么？

    “114号文”核心内容可概括为“两个机制”。

一是分类完善容量电价机制。为适应新型电力系统和电力市场体系建设的新要求，进一步分类完善煤电、气电、抽水蓄能、新型储能容量电价机制。

二是有序建立发电侧可靠容量补偿机制。为促进各类调节性电源公平竞争，在电力市场化改革深化阶段，适时建立统一的容量补偿机制。

如何理解分类容量电价机制和可靠容量补偿机制两者的关系？

分类容量电价机制和可靠容量补偿机制是匹配电力市场化改革不同阶段的政策。可简单理解为分类容量电价机制是在市场化初期的过渡性政策，可靠容量补偿机制建立后，相关调节性电源不再执行原有容量电价。

“114号文”还指出，具备条件的地区可结合电力市场建设情况适时通过容量市场等方式形成容量电价，未来容量电价将趋向市场化。

什么是容量电价？“114号文”对各类调节性电源容量电价定价逻辑是什么？

容量电价本质上是为调节性电源在电力供应紧张时段提供的顶峰能力支付的费用。“114号文”正式构建了涵盖煤电、气电、抽水蓄能、独立储能四类调节性电源的容量电价体系，将调节性电源的定价机制完成了从单一电量电价向两部制电价的重大转型。

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建立发电侧可靠容量补偿机制有哪些考虑？可靠容量补偿机制的补偿范围及标准是什么？

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。现阶段对机组的容量补偿是区分机组类型分别制定容量电价。随着我国电力市场建设日渐完善，部分地区逐步具备利用可靠容量作为统一“标尺”衡量不同类型机组在电力系统紧张时刻顶峰能力的条件。通过建立发电侧可靠容量补偿机制，有利于促进不同调节性电源公平竞争，在容量价值上实现“同工同酬”。

发电侧可靠容量补偿范围包括煤电、气电、电网侧独立储能，并逐步扩展至抽水蓄能等其他具备可靠容量的机组。补偿标准以弥补边际机组市场化收益不能回收的固定成本为基础，考虑电力供需、用户电价及市场现况合理确定。

尽管“114号文”未明确提出新能源是否纳入容量补偿机制，根据现有政策及市场趋势，未来随着容量市场建立、新能源技术进步等利好因素累积，具备顶峰能力、能够提供可靠容量的新能源项目有机会纳入容量补偿机制。

容量电价机制对电力市场交易的影响有哪些？

“114号文”对电力市场交易和价格机制也作了相应优化完善。一是优化煤电中长期市场交易价格下限。提高煤电在容量市场可回收的固定成本，明确各地可适当调整省内煤电中长期市场交易价格下限，促使煤电更加具备电价竞争力。二是促进各类调节性电源公平参与市场。提出加快实现抽水蓄能、新型储能公平入市，促进调节作用充分发挥。三是鼓励签订灵活价格合约，推广浮动价格机制，有助于降低用户和发电企业的市场风险。

容量电价机制是否会对终端用户用电成本带来影响？

“114号文”出台后，容量电费将会通过系统运行费上涨传导到工商业用户，短期来看，可能会引起电价水平的小幅上涨。长期来看，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。

“114号文”对电网侧独立储能有哪些利好？

“114号文”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，通过稳定的收益预期激活行业投资活力，为新型储能行业发展筑牢机制保障。

“114号文”明确，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。同时，提出独立储能容量的补偿标准、折算比例等指导原则，并对独立储能实行清单制管理和容量电费考核。

政策并未将容量电价作为新型储能的唯一收益来源，而是明确新型储能可自主参与电能量、辅助服务市场获取额外收益，形成“容量电价保底+市场收益增量”的双轮收益体系。预期“十五五”，独立储能规模将进入爆发式增长期。

电网侧独立储能容量电价如何计算？怎样享受容量电价？

“114号文”提出电网侧独立储能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。即容量电费=装机容量×当地煤电容量电价标准×折算比例，其中折算比例=储能电站满功率连续放电时长/全年最长净负荷高峰持续时长，最高不超过1。折算比例通过将储能的物理特性（放电时长）与系统需求（高峰持续时长）挂钩，直接量化了储能的顶峰能力。

“114号文”规定了储能享受容量电价的门槛。其一必须是未参与新能源配储的电网侧独立新型储能，满足三项基本特征，①直接接入公用电网；②具备独立计量条件；③接受电力调度机构统一调度。其二是在清单制管理范围内，清单由省级能源主管部门会同价格主管部门制定，部分不符合技术和调度考核要求的项目无法享受容量电价政策。

目前各省有哪些容量电价落地政策？

“114号文”出台前，全国已有湖北、甘肃、宁夏等9省（区）出台了储能容量补偿相关机制，从价格标准来看，甘肃、宁夏、湖北均积极响应“114号文”，此外，甘肃、宁夏率先建立了煤电、储能统一原则的容量电价机制，为其他省份提供了政策参考。

“114号文”对火电，抽蓄和新能源有哪些影响？

对火电机组，提高煤电固定成本回收比例，取消中长期交易电价下限，通过市场化方式推动火电从“基荷电源”向“调节电源”转型，此举将加速火电行业分化，部分成本控制能力较弱的中小火电企业可能面临亏损。

对抽蓄机组，实行“新老划段”，新电站按照省内同期平均成本核定容量电价，同时，将用户电价承受评估作为核准抽蓄的依据，倒逼投资企业控制造价成本，提升运营质量。

对新能源而言，政策保障调节性电源的基础收益，促进调节性电源作用发挥，更好支撑新能源消纳利用。

容量电价机制政策未来发展趋势如何？

“114号文”出台标志着我国在电力市场改革过程中又迈出关键一步。未来，容量电价机制将经历从“分类补偿”到“统一市场”的转变。短期内，各省份将贯彻执行“114号文”，出台相应实施细则；长期看，将逐步建立统一的可靠容量补偿市场，各类调节性资源将根据可靠容量贡献进行市场化竞争，资源配置更加公平高效。