电力市场化再迎重磅政策。国家发改委官网1月30日发布《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》），分类完善煤电、气电、抽水蓄能、新型储能容量电价机制。此举通过发放“保底工资”、“同工同酬”等制度性安排，为调节性电源提供了更为清晰、稳定、可持续的收益预期，并首次提出从容量电价向可靠容量补偿机制过渡的路径，有利于增强电力安全保供能力，调动调节性电源建设积极性、提升顶峰出力，更好支撑新能源消纳利用，助推能源绿色低碳转型。

备受市场关注的是，《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，提出各地可根据当地煤电容量电价标准，结合放电时长和顶峰时贡献等因素，建立电网侧独立新型储能容量电价机制。

新能源高歌猛进，调节资源跟不上

随着新能源大规模发展，电力系统的结构性失衡日益突出。国家能源局最新数据显示，截至2025年底，全国累计发电装机容量38.9亿千瓦，同比增长16.1%。其中，太阳能发电装机容量12.0亿千瓦，同比增长35.4%；风电装机容量6.4亿千瓦，同比增长22.9%。据澎湃新闻测算，去年国内光伏和风电新增装机分别达到31507万千瓦（351.07GW）、11933万千瓦（119.33GW），均再创历史新高，同比增速分别达到13.67%和49.50%。另据中电联数据，去年前三季度，风电和光伏合计新增装机在所有新增发电装机总容量中的比重超过82%。

然而，系统平抑波动的能力增长跟不上新能源的高歌猛进，成为电力保供安全的隐患。灵活调节资源的需求持续提升，现有市场机制却难以对灵活性资源的投资和供给形成足够有效的激励。从个别省份个别时段不断扩散、逐渐在多省频发的负电价现象，就是此类供需矛盾的显性映射。“十五五”期间，我国新能源新增装机仍将保持年均2亿千瓦的增速，电力系统对调节性电源的渴求更为迫切。

“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，在新能源出力不足、电力供应紧张时段保障稳定供电，其他时段不发电、少发电。”国家发改委、国家能源局在《通知》答记者问中表示，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”期间国家陆续建立煤电、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，推动相关电源顶峰时发电保供、平时为新能源让路。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。

具体表现在：部分地区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；现行抽水蓄能容量电价机制对企业成本约束不足，不利于抽水蓄能项目科学合理布局、降本增效、有序发展；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。“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，更好保障电力系统安全稳定运行，助力能源绿色低碳转型。”

由于现货市场新能源边际成本为零，导致部分系统确实需要、但成本较高的发电机组在电能量市场难以获取合理收益，增加了成本回收难度。提供固定收益的容量电价，是支持调节性电源发展的最佳选择。

“在单一电量电价机制下，各类调节性电源固定成本难以完全通过市场化方式回收，‘备而不用’的容量保障价值未能得到合理体现，一定程度上影响了投资积极性。”电力规划设计总院副院长刘世宇解读称，完善发电侧容量电价机制，是激发电力领域有效投资、夯实能源安全基础、服务经济高质量发展的一项重要制度设计。一方面有助于合理回收固定成本，推动各类机组更好发挥系统支撑和灵活调节功能，另一方面有助于增强投资者信心，进一步优化电源结构和投资布局。

国家发改委市场与价格研究所研究员杨娟在撰文中称，从国际上看，作为改进高比例新能源市场设计的应对措施之一，不少国家和地区在电力市场中引入了发电容量机制，不同阶段具体方式不同，以保障发电容量充足可靠。

从分类补偿到同工同酬

澎湃新闻注意到，按照不同电源的功能定位，《通知》分类施策，对调节性电源容量电价机制作出系统设计：在涵盖煤电、抽水蓄能机组并与现行容量电价政策衔接的基础上，将实施范围进一步扩展至气电、电网侧新型储能等主体。

煤电是保障电力安全充裕供应的“压舱石”，承担着兜底保供、调峰调频等关键角色。2023年11月，国家发改委和国家能源局发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》，提出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，2024-2025年多数地方通过容量电价回收固定成本的比例为30%左右即每年每千瓦100元，部分煤电功能转型较快的地方适当高一些。2026年起，各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%。

《通知》延续了上述文件的要求，明确自今年起各地按照不低于50%比例执行煤电容量电价，即每年每千瓦165元，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。对于气电，鼓励省级价格主管部门参照煤电方式制定容量电价。

随着电力市场化改革持续深入，煤电在电能量市场面临新能源的成本竞争，在辅助服务市场又受到抽水蓄能和新型储能的挤压，利用小时数加速下行、减发趋势明显。新政的出台，可有效缓解当前煤电“量价”双降的经营压力。“此举将有效覆盖煤电固定成本，稳定收益预期，引导企业推动机组灵活性改造，有力支撑新型电力系统建设，实现‘保供应、促转型’双重目标。”刘世宇表示。

考虑到容量电价提高后，煤电需通过电能量市场回收的成本下降，《通知》对电力市场交易和价格机制也作出相应优化，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，促进各类机组公平竞争。

与常规水电站不同，抽水蓄能电站既是电源又是负荷，建设周期长、投资规模大。2021年4月，国家发改委印发《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（下称633号文），明确以竞争性方式形成电量电价，将容量电价纳入输配电价回收，给抽蓄投资者吃下定心丸。2023年，进一步出台《关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知》，核定了在运及2025年底前拟投运的48座抽水蓄能电站容量电价。

作为上述政策的接续，新政对抽蓄项目实施“新老划段”：存量项目保持政策稳定，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。业内分析称，这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。

此前出台的煤电、抽水蓄能容量电价政策仅适用于单类电源。新政在明确不同类型电源容量电价标准的基础上，提出有序建立可靠容量补偿机制，对机组可靠提供的顶峰能力按统一原则进行补偿，充分反映不同机组的顶峰贡献。新能源占比高、可靠容量需求大的地区，加快建立可靠容量补偿机制。在国家指导下，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。

“《通知》的出台，绝非单一电价政策的调整，而是我国上网电价市场化改革从分环节探索迈向体系化完善的重大举措，让分时电量、辅助服务、可靠容量‘三位一体’的上网电价体系正式成型。”资深电力专家谷峰认为，此次改革标志着市场化上网电价体系的最后一块拼图落地。

新型储能：容量机制完善的最大受益者

《通知》最受市场关注的亮点还在于，新型储能的重要系统价值得到国家层面的制度性确认。

《通知》提出，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。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。电网侧独立新型储能电站实行清单制管理，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。

“114号文件的出台，堪称‘十五五’开局之际新型储能产业的一场‘及时雨’。”中关村储能产业技术联盟解读称，新政补齐了新型储能收益的最后一块拼图，产业发展路径愈发清晰——电能量市场收益、辅助服务市场收益、容量电价收益将协同发力，为产业可持续发展筑牢了收益根基，点燃了行业发展信心，2026年将成为独立新型储能市场化发展元年。

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144.7GW，同比增长85%，是“十三五”末的45倍，增速领跑全球。到2025年底，我国独立储能占比已从“十三五”末期的35%提升到58%，成为占比最大的应用场景。“这一变化契合新型电力系统对储能资源规模化、集中化调度的需求，为独立储能纳入容量电价机制提供了坚实产业基础，独立储能已成为市场建设的主要选择。”

与此同时发生的是新型储能对于电力顶峰保供的价值与日俱增。数据显示，2025年迎峰度夏期间，国家电网经营区新型储能最大放电电力达4453万千瓦，可调最大电力6423万千瓦，晚高峰平均顶峰2.4小时，集中调用顶峰能力相当于近3座三峡水电站容量。将独立储能纳入容量电价机制，有助于进一步激励其发挥顶峰支撑作用。

中关村储能产业技术联盟撰文分析称，随着增量新能源强制配储政策的取消，以往过渡性的容量租赁模式无法延续。目前，仅依靠电能量和辅助服务市场，独立储能项目收益难以覆盖投资与运营成本，行业迫切需要新型储能容量电价机制出台及落地，为项目投资建设提供稳定预期。

“对于近年来迅速发展的新型储能，政策按照顶负荷高峰的能力给予容量电价，顶峰能力强、运行稳定可靠、充放电效率高的新型储能将获得更高收益，前期甘肃、宁夏、湖北出台的新型储能容量电价政策完全符合国家新政策要求。”国家电投经研院总经理李鹏认为，《通知》中新型储能的容量电价设计能够真实反映其对系统顶峰保障的实际贡献。“通过这一安排，新型储能在容量机制中的政策身份更加清晰、收益预期更加稳定。”

据其测算，经过近五年的规模化发展，新型储能技术持续进步、成本大幅下降。以甘肃为例，在容量电价政策支持下，4小时充电时长的储能可获取165元/千瓦/年的固定容量电费，再加上独立储能参与辅助服务市场和现货市场的收益，已经可以实现商业运行。随着碳酸锂产能持续释放，以及“光储同寿”“零衰减”等技术不断成熟，新型储能在成本、寿命和系统适配性方面的优势将进一步显现，未来将在新型电力系统中发挥更加重要的调节作用。

中关村储能产业技术联盟强调，对于投资建设方来说，容量电价机制不代表可以“躺平”，而是对储能电站的技术性能、建设运营能力提出了更高的要求。投资运营方需要研判区域容量供需形势，杜绝盲目跟风投资，科学平衡电能量、辅助服务与容量收益的关系，实现多元收益协同增长。