随着新能源成为我国第一大装机电源，以及电力现货市场的发展，煤电、气电、抽水蓄能等调节性电源的电价机制迎来新规。
近日，国家发展改革委、国家能源局联合对外发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（下文简称《通知》），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，还明确提出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。
比如，随着煤电发电小时数的下降，明确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%；为加强对抽水蓄能企业的成本约束，明确633号文件后开工建设的电站，由省级价格部门按弥补平均成本的原则制定省级统一的容量电价；对于电网侧独立新型储能，各地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，并考虑电力市场建设进展等建立容量电价机制。
《通知》明确指出，电力现货市场连续运行后，省级价格主管部门会同相关部门适时建立可靠容量补偿机制，对机组可靠容量按统一原则进行补偿。所谓可靠容量，是指机组在全年系统顶峰时段能够持续稳定供电的容量。
国家发展改革委、国家能源局有关负责人表示，政策出台后，对居民、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。完善发电侧容量电价机制，有利于加快构建新型电力系统，能更好地保障用户用电需求。
煤电容量电价回收比例提至50%以上
伴随风光电的快速发展，部分地区煤电发电小时数出现快速下降。但是，新能源具有“靠天吃饭”的特点，电力供应随机性、波动性强，需要煤电、气电、抽水蓄能、新型储能等调节性电源加以平衡。
所谓容量电价，不是按发电机组的发电量（单位为千瓦时）付费，而是为电厂随时待命保障电力系统安全稳定运行的可用发电能力（单位为千瓦）付费。
“十四五”期间，为了适应新型电力系统的建设，我国陆续出台煤电、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。2021年4月，国家发展改革委对外发布《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（业内俗称“633号文”）。2023年11月，国家发展改革委、国家能源局联合对外发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》（业内俗称“1501号文”）。
“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，有力促进新能源消纳利用”，国家发展改革委、国家能源局相关负责人对“容量电价机制”进行了形象的描述。
国家能源局数据显示，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，火电装机容量15.4亿千瓦，同比增长6.3%；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%。2025年我国风电光伏累计装机达到18.4亿千瓦，历史性超过火电。
《通知》明确，完善煤电及天然气发电容量电价机制。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）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。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。
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。2024—2025年，全国多数省份煤电机组按30%左右回收固定成本，即每年每千瓦100元；部分煤电功能转型较快的省份为50%，即每年每千瓦165元。2026年之后，煤电容量电价回收比例提升至不低于50%，即不低于每年每千瓦165元。
国家能源集团技术经济研究院副主任柴玮表示，2023年以煤电试点购买电力系统可靠容量的机制，机制实施两年以来，煤电从电量收入一部制转变成“电量+容量”两部制，重塑了煤电机组收入结构，引导煤电机组主动减少出力受阻效果明显。最新数据显示，2025年全国煤电利用小时低于4000的省份已达13个，部分省份煤电利用小时数下降明显。因此，合理的容量成本补偿机制，是煤电投资回收成本的重要手段。
国网能源研究院财务与审计研究所副所长张超表示，近年来，通过容量电价机制保障火电机组改造与运行、引导合理投资，已成为行业普遍共识。煤电延续2023年1501号文的要求，明确自2026年起各地按照不低于50%比例执行煤电容量电价；对于气电，则鼓励参照煤电方式制定容量电价。
新型储能迎来稳定收益预期
抽水蓄能电站具有调峰、调频、调压、系统备用和黑启动等多种功能，是电力系统的重要调节电源。截至2025年底，我国抽水蓄能装机规模超过6600万千瓦，连续10年位居世界首位。其中，超80％的抽水蓄能单站规模为100万千瓦及以上。
《通知》明确，完善抽水蓄能容量电价机制。633号文件出台前开工（取得取水、临时用地、环评批复文件）建设的电站，容量电价继续实行政府定价，具体由省级价格主管部门按照633号文件办法核定或校核。633号文件出台后开工建设的电站，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（满功率发电时长低于6小时的相应折减）。同时，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。
张超表示，对于抽水蓄能，针对633号文之后开工的项目，创新推出“以省为单位、3—5年为周期”的标杆容量电价机制。这将倒逼新建机组控制投资运营成本，推动集约化发展，为抽蓄项目提供明确的决策依据。
近年来，新型储能取得跨越式发展。截至2025年底，我国新型储能装机较2024年底增长84%，全国已建成投运新型储能装机规模达到1.36亿千瓦/3.51亿千瓦时，与“十三五”末相比增长超40倍。
《通知》明确，建立电网侧独立新型储能容量电价机制。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。
国网冀北电力有限公司高级专家岳昊对21世纪经济报道记者表示，相较于抽水蓄能，新型储能具有建设周期短、选址灵活、响应速度快等独特优势，但在收益模式上相对模糊。此前各省探索的补偿标准不一，给行业投资带来了不确定性。新型储能可以通过峰谷价差、提供辅助服务等方式来盈利，但是这些市场收益波动大、难以预测。容量电价相当于提供了一份稳定的“底薪”，能有效改善项目的经济性。国家层面此次首次明确其容量电价机制，有助于为新型储能行业提供一个稳定的收益预期，引导社会资本有序投入，推动其规模化发展，以匹配新能源装机的快速增长。
“对于长时储能而言，以放电时长折算容量的机制，将激励企业研发长时储能技术，促进该技术的发展和成本降低。”岳昊进一步指出。
中关村储能产业技术联盟相关负责人对21世纪经济报道记者表示，《通知》首次从国家制度层面明确新型储能的容量价值，以“同工同酬”为核心原则，将电网侧独立新型储能正式纳入发电侧容量电价机制。文件的出台，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将协同发力，为产业的可持续发展筑牢收益根基，点燃了行业发展信心。《通知》的实施，将加速推动新型储能全面参与电力市场，引领我国储能产业在技术创新、模式创新、管理创新上持续突破，进一步巩固我国在全球储能市场的领先地位。
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