1月30日，國家發展改革委、國家能源局下發《關于完善發電側容量電價機制的通知》，對機組可靠容量根據頂峰能力按統一原則進行補償，公平反映不同機組對電力系統頂峰貢獻。

文件指出，分類完善煤電、天然氣發電、抽水蓄能、新型儲能容量電價機制，優化電力市場機制，將通過容量電價回收煤電機組固定成本的比例提升至不低于50%。抽水蓄能則由省級價格主管部門每3—5年按經營期內彌補平均成本的原則，根據633號文件明確的成本參數規則，制定省級電網同期新開工電站統一的容量電價。電網側獨立新型儲能容量電價機制以當地煤電容量電價標準為基礎，根據頂峰能力按一定比例折算（折算比例為滿功率連續放電時長除以全年最長凈負荷高峰持續時長，最高不超過1）具體見下：

國家發展改革委 國家能源局關于完善發電側容量電價機制的通知

發改價格〔2026〕114號

各省、自治區、直轄市及新疆生產建設兵團發展改革委、能源局，天津市工業和信息化局、遼寧省工業和信息化廳、重慶市經濟和信息化委員會、甘肅省工業和信息化廳、北京市城市管理委員會，國家能源局各派出機構，國家電網有限公司、中國南方電網有限責任公司、內蒙古電力（集團）有限責任公司、中國核工業集團有限公司、中國華能集團有限公司、中國大唐集團有限公司、中國華電集團有限公司、國家電力投資集團有限公司、中國長江三峽集團有限公司、國家能源投資集團有限責任公司、國家開發投資集團有限公司、華潤（集團）有限公司、中國廣核集團有限公司：

為貫徹落實黨中央和國務院關于推進能源領域價格改革，加快建設新型能源體系的決策部署，引導調節性電源平穩有序建設，保障電力系統安全穩定運行，助力經濟社會綠色發展，現就完善發電側容量電價機制有關工作通知如下。

一、總體思路

適應新型電力系統和電力市場體系建設需要，更好統籌電力安全穩定供應、能源綠色低碳轉型和資源經濟高效配置，分類完善煤電、天然氣發電、抽水蓄能、新型儲能容量電價機制，優化電力市場機制；電力現貨市場連續運行后，有序建立發電側可靠容量補償機制，對機組可靠容量根據頂峰能力按統一原則進行補償，公平反映不同機組對電力系統頂峰貢獻。

二、分類完善容量電價機制

（一）完善煤電及天然氣發電容量電價機制。
各地按照《關于建立煤電容量電價機制的通知》（發改價格〔2023〕1501號）要求，將通過容量電價回收煤電機組固定成本的比例提升至不低于50%，可結合當地市場建設、煤電利用小時數等實際情況進一步提高。
省級價格主管部門可對天然氣發電建立容量電價機制，容量電價按照回收天然氣發電機組一定比例固定成本的方式確定。

（二）完善抽水蓄能容量電價機制。

《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》（發改價格〔2021〕633號，簡稱633號文件）出臺前開工（取得取水、臨時用地、環評批復文件，下同）建設的電站，容量電價繼續實行政府定價，具體由省級價格主管部門按照633號文件辦法核定或校核。電站經營期滿后，按照彌補必要技術改造支出和運行維護成本的原則重新核價。
按照633號文件明確的逐步實現主要通過參與市場回收成本、獲得收益的精神，該文件出臺后開工建設的電站，由省級價格主管部門每3—5年按經營期內彌補平均成本的原則，根據633號文件明確的成本參數規則，制定省級電網同期新開工電站統一的容量電價（滿功率發電時長低于6小時的相應折減）。執行年限可統籌考慮電力市場建設發展、電力系統需求、電站可持續發展等情況確定。同時，抽水蓄能電站自主參與電能量、輔助服務等市場，獲得的市場收益按比例由電站分享，分享比例由省級價格主管部門確定；其余部分沖減系統運行費用、由用戶分享。

（三）建立電網側獨立新型儲能容量電價機制。

對服務于電力系統安全運行、未參與配儲的電網側獨立新型儲能電站，各地可給予容量電價。容量電價水平以當地煤電容量電價標準為基礎，根據頂峰能力按一定比例折算（折算比例為滿功率連續放電時長除以全年最長凈負荷高峰持續時長，最高不超過1），并考慮電力市場建設進展、電力系統需求等因素確定。電網側獨立新型儲能電站實行清單制管理，管理要求由國家能源局根據電力供需形勢分析及保供舉措等另行明確，項目具體清單由省級能源主管部門會同價格主管部門制定。

三、有序建立發電側可靠容量補償機制

（一）可靠容量補償機制的總體要求。可靠容量是指機組在全年系統頂峰時段能夠持續穩定供電的容量。電力現貨市場連續運行后，省級價格主管部門會同相關部門適時建立可靠容量補償機制，對機組可靠容量按統一原則進行補償。補償標準以彌補市場邊際機組在電能量和輔助服務市場不能回收的固定成本為基礎，統籌考慮電力供需關系、用戶承受能力、電力市場建設進展等因素合理確定，并適時調整。新能源裝機占比高、可靠容量需求大的地區，應加快建立可靠容量補償機制。在國家指導下，具備條件的地區可結合電力市場建設情況適時通過容量市場等方式形成容量電價。

（二）合理確定補償范圍。

可靠容量補償機制的補償范圍，可包括自主參與當地市場的煤電、氣電和符合條件的電網側獨立新型儲能等，并結合電力市場建設和電價市場化改革等情況逐步擴展至抽水蓄能等其他具備可靠容量的機組；對獲得其他保障的容量不重復補償。政府定價的機組，不予補償。

（三）做好與容量電價政策的銜接。
可靠容量補償機制建立后，相關煤電、氣電、電網側獨立新型儲能等機組，不再執行原有容量電價。省級價格主管部門可在市場體系較為健全的基礎上，對本通知出臺后開工建設的抽水蓄能電站，統一執行可靠容量補償機制并參與電能量和輔助服務等市場、市場收益全部由電站獲得。鼓勵633號文件出臺后開工建設的抽水蓄能電站自主選擇執行可靠容量補償機制并參與電力市場。

四、完善相關配套政策

（一）完善電力市場交易和價格機制。

煤電容量電價機制完善后，各地可根據電力市場供需、參與市場的所有機組變動成本等情況，適當調整省內煤電中長期市場交易價格下限，在確保電力電量平衡的情況下適當放寬煤電中長期合同簽約比例要求。鼓勵供需雙方在中長期合同中簽訂隨市場供需、發電成本變化的靈活價格機制。省內市場供需雙方簽訂中長期合同時，各地不得強制要求簽訂固定價，可根據電力供需、市場結構等情況，要求年度中長期合同中約定一定比例電量實行反映實時供需的靈活價格。

（二）完善電費結算政策。

上述調節性電源的容量電費、可靠容量補償費用，納入當地系統運行費用。現貨市場連續運行地區，抽水蓄能抽發、電網側獨立新型儲能充放電價按市場規則或現貨實時價格執行；現貨市場未連續運行地區，抽水（充電）價格執行電網代理工商業用戶購電價格，發電（放電）價格形成方式由省級價格主管部門統籌考慮各類技術路線充放損耗等確定。抽水蓄能、電網側獨立新型儲能抽水（充電）時視作用戶，繳納上網環節線損費用和系統運行費用，暫按單一電量制用戶執行輸配電價；發電（放電）電量相應退減輸配電費。按比例由抽水蓄能電站分享的市場收益，統一按月結算、按年清算。

（三）明確區域共用抽水蓄能容量電費分攤方式。

區域共用抽水蓄能電站的容量電費分攤比例根據容量分配比例確定，鼓勵通過市場化方式優化。其中，容量分配比例已經明確的，按已明確比例執行；容量分配比例尚未明確但項目已核準的，由所在地省級能源、價格主管部門組織擬參與分攤省份能源、價格主管部門協商確定并明確；尚未核準的新建項目，按上述原則協商確定后在項目核準文件中予以明確。

五、做好組織實施

（一）加強工作協同。

省級價格主管部門要會同相關部門完善容量電價政策和適時建立可靠容量補償機制，周密組織實施，做好政策解讀，引導企業加強經營管理，促進行業健康發展。省級能源主管部門要會同價格主管部門科學測算當地電力系統可靠容量需求。各地要加快建立健全電力市場體系，實現抽水蓄能、新型儲能等機組公平參與電能量、輔助服務等各類市場，更好體現調節價值，促進調節作用充分發揮。電網企業要配合開展數據測算，與電站簽訂調度運行協議和有關合同，做好市場收益計算、結算等工作，有關情況每年報省級價格主管部門和國家發展改革委（價格司）。國家將加強對各地的指導，促進平穩實施。

（二）建立電價承受能力評估制度。

省級價格主管部門要會同能源主管部門建立用戶經濟承受能力評估制度，將評估結果作為確定可靠容量補償標準，制定電力系統調節能力及新能源和新型儲能發展規劃、方案等，核準抽水蓄能等項目的重要依據。電力系統可靠容量充裕或用戶經濟承受能力較弱的地區，要從嚴控制新增調節性電源項目；未開展用戶經濟承受能力評估的相關項目，不得納入規劃及核準，不得給予容量電費或可靠容量補償。

（三）加強容量電費考核。

結合對各類機組管理要求完善容量電費考核辦法，分類進行考核，引導機組提升生產運行水平，增強頂峰出力能力。可靠容量補償機制建立后，進一步從嚴加強考核，充分發揮容量電價引導作用。對未能達到考核要求的機組，應扣減容量電費或可靠容量補償費用，具體由省級價格主管部門會同有關方面明確。

國家發展改革委

國 家 能 源 局

2026年1月27日

國家發展改革委、國家能源局有關負責同志就完善發電側容量電價機制答記者問

為貫徹落實黨中央和國務院關于推進能源領域價格改革，加快建設新型能源體系的決策部署，引導調節性電源平穩有序建設，保障電力系統安全穩定運行，助力能源綠色低碳轉型，近日國家發展改革委、國家能源局聯合印發《關于完善發電側容量電價機制的通知》（發改價格〔2026〕114號，以下簡稱《通知》）。就此，記者采訪了國家發展改革委、國家能源局有關負責同志。

問：為什么要完善發電側容量電價機制？

答：近年來，我國新能源大規模發展，已成為第一大裝機電源類型。但新能源隨機性、波動性強，必須配套建設一定規模的調節性電源，在新能源出力不足、電力供應緊張時段保障穩定供電，其他時段不發電、少發電。目前，承擔系統調節任務的主要是煤電、氣電、抽水蓄能和新型儲能。為引導調節性電源合理建設、支持其更好發揮調節作用，“十四五”期間國家陸續建立煤電、抽水蓄能容量電價機制，部分省份探索建立了氣電、新型儲能容量電價機制。通過發放“保底工資”的制度性安排，推動相關電源頂峰時發電保供、平時為新能源讓路，保障電力系統安全平穩運行，有力促進新能源消納利用。

隨著新型電力系統建設發展，現行容量電價機制遇到一些新情況新問題：一是部分地區煤電發電小時數快速下降，現行容量電價水平保障力度出現不足苗頭；二是現行抽水蓄能容量電價機制對企業成本約束不足，不利于抽水蓄能項目科學合理布局、降本增效、有序發展；三是各地氣電、新型儲能容量電價機制原則不統一，不利于營造公平競爭的市場環境。因此，需適應新型電力系統和電力市場體系建設要求，分類完善煤電、氣電、抽水蓄能、新型儲能容量電價機制，適時建立發電側可靠容量補償機制，更好保障電力系統安全穩定運行，助力能源綠色低碳轉型。

問：《通知》是如何分類完善煤電、氣電、抽水蓄能、電網側獨立新型儲能容量電價機制的？

答：《通知》對現行煤電、氣電、抽水蓄能容量電價機制進行了完善，并首次在國家層面明確建立電網側獨立新型儲能容量電價機制。

一是煤電、氣電。各地將通過容量電價回收煤電機組固定成本的比例提升至不低于50%，即每年每千瓦165元；可參照煤電容量電價的確定方法建立氣電容量電價機制。

二是抽水蓄能。2021年，我委《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》（發改價格〔2021〕633號）明確提出，逐步實現抽水蓄能電站主要通過參與市場回收成本、獲得收益。根據文件精神，《通知》完善了抽水蓄能容量電價機制：對633號文件出臺前開工建設的電站，維持現行價格機制不變，具體由各地制定或校核；對633號文件出臺后開工建設的電站，實行“一省一價”，由各地按照彌補平均成本的原則制定當地統一的容量電價，同時電站自主參與電力市場，獲得的收益由電站和用戶分享。

三是電網側獨立新型儲能。各地可根據當地煤電容量電價標準，結合放電時長和頂峰時貢獻等因素，建立電網側獨立新型儲能容量電價機制。

問：為什么要建立可靠容量補償機制？

答：可靠容量是指機組在電力系統頂峰時段能夠持續穩定供電的容量，是衡量機組頂峰能力的“標尺”，由于不同類型機組頂峰能力不同，相同規模裝機容量能夠提供的可靠容量是不同的。隨著我國電力市場特別是現貨市場發展，部分地區逐步具備了用同一“標尺”衡量不同類型機組貢獻大小的條件。因此，《通知》提出，各地電力現貨市場連續運行后，適時建立可靠容量補償機制，根據可靠容量這一“標尺”公平給予補償，不再區分機組類型分別制定容量電價。這樣，有利于促進不同技術類型公平競爭，推動行業高質量發展，這也是成熟電力市場通行做法。

問：《通知》對電力市場交易和價格機制作了哪些優化？

答：容量電價機制與電力市場交易、價格機制密切相關。《通知》在完善容量電價機制的同時，對電力市場交易和價格機制也作了相應優化完善。

一是推動抽水蓄能、新型儲能公平參與電力市場。針對部分地區抽水蓄能和新型儲能尚未公平參與電力市場、不利于形成真實價格信號、難以充分發揮調節作用的情況，《通知》提出，加快實現抽水蓄能、新型儲能公平入市，特別是633號文件出臺后開工建設的抽水蓄能電站應自主參與電力市場，促進調節作用充分發揮。

二是優化煤電中長期市場交易價格下限。考慮到容量電價提高后，煤電需通過電能量市場回收的成本下降，《通知》明確，各地可適當調整省內煤電中長期市場交易價格下限，不再統一執行基準價下浮20%的下限，而是由各地根據電力市場供需、參與市場的所有機組變動成本等情況合理確定下限，促進各類機組公平競爭。

三是鼓勵供需雙方簽訂靈活價格機制。為適應交易需要、更好反映供需狀況，《通知》明確，鼓勵供需雙方在中長期合同中簽訂隨市場供需、發電成本變化的靈活價格機制，各地不得強制要求簽訂固定價，可要求年度中長期合同中約定一定比例電量實行反映實時供需的靈活價格，如與現貨價格等掛鉤。

問：政策對終端用戶有什么影響？

答：政策出臺后，對居民、農業用戶電價水平沒有影響，仍執行現行目錄銷售電價政策。對于工商業用戶，發電側容量電價機制完善后，調節性電源需要通過電能量市場回收的成本下降、通過容量電價回收的成本上升，“一升一降”形成對沖，對工商業用戶的購電成本影響不大。同時，完善發電側容量電價機制，有利于加快構建新型電力系統，對更好地保障用戶用電需求是有好處的。

問：完善發電側容量電價機制有什么積極作用？

答：完善發電側容量電價機制，較好地統籌了安全充裕、清潔低碳、經濟高效等方面需要，有利于加快建設新型電力系統。一是有利于增強電力安全保供能力，調動調節性電源建設積極性，提升頂峰出力，更好保障電力系統安全；二是有利于促進調節性電源作用發揮，更好支撐新能源消納利用，助力能源綠色低碳轉型；三是有利于推動調節性電源健康發展，引導企業科學合理布局，加強經營管理、降本增效，促進技術創新，更加高效地建設新型電力系統。