2026年电力设备行业电改系列：容量电价日臻完善，新型储能核心受益

历史沿革：抽蓄+煤电引领，气电+新型储能跟进

截至2025年底，我国容量电价机制的实践主要分为国家与地方两个层级：国家 层面主要覆盖抽水蓄能与煤电机组，而地方层面则侧重于燃气机组与新型储能。

（一）抽水蓄能：全国性容量电价政策的最先探索

2021年4月30日，国家发改委发布《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的 意见》（发改价格〔2021〕633号），明确提出对抽水蓄能电站实行两部制电价政 策，即电量电价通过市场竞价机制形成，而容量电价则由国家发展改革委统一核定。 2023年5月11日发布的《国家发展改革委关于抽水蓄能电站容量电价及有关事 项的通知》（发改价格〔2023〕533号），进一步明确了在运及计划于2025年底前 投运的48座抽水蓄能电站的容量电价标准。该政策已于2023年6月1日起正式实施， 相关容量电价纳入省级电网系统运行费用核算，最终由工商业用户分摊承担。此举 为抽水蓄能电站提供了稳定的收益预期，有效支持了抽水蓄能产业的可持续发展。 从核价情况来看，在运机组加权平均容量电价427元/千瓦·年，计划投运机组加权平 均容量电价566元/千瓦·年。

（二）燃煤发电：缺电推动全国性容量电价政策扩大覆盖至主力电源

2023年11月10日，国家发改委、能源局联合印发《关于建立煤电容量电价机制 的通知》（发改价格〔2023〕1501号），自2024年1月1日起建立煤电容量电价机 制，充分认可煤电的调节价值，稳定煤企的盈利预期。从覆盖范围来看，煤电容量 电价机制适用于合规在运的公用煤电机组，煤电机组灵活性改造需达到国家要求， 覆盖面较广；从机制来看，将煤电单一制电价调整为两部制电价，体现煤电从发电 主体到支撑电源的转变；电价水平上，容量电价绑定煤电固定成本，煤电机组固定 成本为全国统一的330元/千瓦·年，各省份回收固定成本的比例有所不同，2024～ 2025年多数地区为30%，煤电转型较快的地区为50%；2026年起，将各地通过容量 电价回收固定成本的比例提升至不低于50%；电费分摊上，容量电费属于电网系统 运行费用，每月由工商业用户按用电比例分摊，且要求煤电机组保证设备可靠性， 才可获取容量费用；电费考核方面，煤电机组需执行电网调度指令，可按照申报最 大出力执行，否则将扣除部分或全部容量电费。

煤电转型较快省份回收比例为50%，其余省份为30%，2026年以后仍有提升空 间。本容量电价政策自2024年1月1日开始实施，电价标准适用于2024-2025年，省 级电网中河南、湖南、重庆、四川、青海、云南、广西等七个省份煤电机组固定成 本回收比例是50%，对应容量电价165元/千瓦·年；其余省份成本回收比例为30%， 对应容量电价100元/千瓦·年。预计自2026年起，多数地区的成本回收比例将提至 50%，对应容量电价165元/千瓦·年，四川、云南等领先省份将提升至70%以上， 对应容量电价230元/千瓦·年。容量电价逐步提升，推动煤电从发电主体到支撑电 源的转变。

（三）天然气发电：高成本带动地方性容量电价机制实践起步

我国地方层面容量电价机制的实践从针对天然气机组的机制设计起步。我国多 地已先后探索并实施了针对天然气发电机组的两部制电价机制。其中，上海于2012 年率先建立了适用于天然气机组的两部制电价体系，随后浙江（2015年）和江苏 （2018年）等地也相继引入相关机制，为天然气机组持续稳定运行提供了政策支持。进入2022年，四川与重庆两地亦针对天然气调峰机组推出了两部制电价方案；广东 则在执行国家煤电容量电价政策的基础上，同步配套实施了气电容量电价机制。各 地在推行过程中，均根据机组的类型、成本结构、社会效益以及电网运行需求等因 素，分别核定相应的容量电价和电量电价标准，并视实际情况变化，适时对上网电 价进行动态调整。

（四）新型储能：高增速驱动地方性容量电价机制积极探索

近年来，多省积极探索针对新型储能的多样化容量机制。《“十四五”新型储能 发展实施方案》（发改能源〔2022〕209号）明确提出，将“建立电网侧独立储能电 站容量电价机制，并逐步推动储能电站参与电力市场”。在该政策指导下，多地已相 继出台储能容量租赁或容量补偿相关机制，以鼓励和支持新型储能项目的投资建设 与市场化运营。容量租赁是将成本直接传导给新能源电站，容量补偿是政策性补贴， 二者以不同方式共同增加新型储能收入，支持项目建设。 部分地区自2023年起出台了面向独立储能的容量补偿政策，但具体实施细则各 异。在补偿基础方面，浙江、河北、广东的补偿政策根据新型储能项目的容量来确 定，但内蒙古、新疆、江苏按照项目当年的放电量确定补偿金额，其补偿政策本质 上并非基于容量价值的补偿，而仍是基于电能量价值的补偿。在补偿标准方面，各 地标准不同，但若是一年以上的补偿，各年补偿标准普遍呈递减趋势。在资金来源 方面，江苏和广东的资金来源于尖峰电费，新疆和河北的费用由全体工商业用户分 摊，浙江的资金来源于电力直接交易结余，内蒙古的费用则由发电机组分摊。

发展趋势：统一性定价，市场化演进

（一）我国规划了 2035 年前各阶段建设容量市场的主要目标

近年来，我国在电力市场化改革过程中持续强化对容量电价机制建设的政策引 导。2023年煤电容量电价政策明确将容量市场与电能量市场、辅助服务市场并列为 电力市场体系的重要组成部分。《电力现货连续运行地区市场建设指引》进一步提 出，在条件成熟时应建设容量市场，将其视为反映各类电源容量价值、保障电力系 统长期充裕度的长远方向。 在市场化竞争机制尚不完善的现阶段，政策方向已将“研究建立可靠容量补偿 机制”作为当前容量机制建设的工作重点。该机制作为我国容量体系的关键一环， 承担着向长期容量市场过渡的桥梁作用。其首要特征在于覆盖各类发电机组，不限 定于特定电源类型，这符合当前电能量市场与辅助服务市场逐步向多元主体开放的 发展趋势。其次，该机制设计的核心理念是基于机组对系统的容量贡献度进行补偿， 而非单纯依据其固定成本。为实现这一目标，关键在于构建统一科学的容量价值评 估体系，客观衡量不同技术类型机组对系统可靠性的实际支持能力。这项工作不仅 有助于现阶段建立公平有效的容量保障机制，也为未来建立成熟容量市场奠定方法 论与数据基础。 推进全国统一电力市场建设是服务全国统一大市场战略的重要任务，而容量市 场的探索与实践是其中不可或缺的组成部分。《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》 系统性提出了至2035年前各阶段容量市场发展的阶段目标，并将近期和中期的着力 点置于“深化完善容量电价机制”，推动其逐步过渡到多主体参与的容量市场形态。 在这一政策框架下，部分省份已先行开展发电侧容量电价机制试点，这些实践既为 全国层面容量机制的落地提供了可借鉴的经验，也为深入分析容量机制对不同市场 主体的影响效应提供了重要的研究案例。

在容量电价机制逐步向多元化主体拓展的趋势下，新型储能已成为优先考虑纳 入的关键主体之一。《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》（发 改能源〔2025〕1144号）明确提出，要“推动完善新型储能等调节资源容量电价机 制，有序建立可靠容量补偿机制，对电力系统可靠容量给予合理补偿”。这一政策 导向一方面反映出新型电力系统建设对储能调节能力日益提升的现实需求，另一方 面也暴露出以往针对电源侧及电网侧新型储能的激励方式已难以适应新阶段的发展 需要。特别是随着2025年初“136号文”取消新能源强制配置储能的要求，以往依 靠行政手段推动电源侧储能建设的路径已不再适用，预计各地储能容量租赁需求也 将相应收缩，导致新型储能通过租赁模式获取的收益显著下降。与此同时，现有针对储能的容量补偿政策多设定在2025或2026年截止，后续政策尚未明朗，难以形成 对新型储能投资的长期稳定激励。 在此背景下，我国未来容量电价机制的设计路径，尤其是新型储能被纳入机制 的具体模式，将直接影响储能项目的经济回报水平，进而关系到投资主体的信心与 产业战略布局。为积极推动新型储能容量电价机制的探索，目前已有部分省份在发 布的发电侧容量电价机制设计方案中，开展了将储能设施纳入容量补偿体系的初步 尝试。

（二）全国性容量电价机制出台，分类完善调节性电源定价模式

2026年1月30日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于完善发电侧容量电 价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号），强调：适应新型电力系统和电力市 场体系建设需要，更好统筹电力安全稳定供应、能源绿色低碳转型和资源经济高效 配置，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，公平反映不同机组对电力系统顶峰贡 献。具体内容包括： （1）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。 （2）完善抽水蓄能容量电价机制。《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的 意见》（发改价格〔2021〕633号，简称633号文件）出台前开工（取得取水、临时 用地、环评批复文件，下同）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。电站经营期满后，按照弥补必要技 术改造支出和运行维护成本的原则重新核价。按照633号文件明确的逐步实现主要通 过参与市场回收成本、获得收益的精神，该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）。 （3）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。