電力市場化再迎重磅政策。國家發(fā)改委官網(wǎng)1月30日發(fā)布《關于完善發(fā)電側容量電價機制的通知（發(fā)改價格〔2026〕114號）》（下稱《通知》），分類完善煤電、氣電、抽水蓄能、新型儲能容量電價機制。此舉通過發(fā)放“保底工資”、“同工同酬”等制度性安排，為調(diào)節(jié)性電源提供了更為清晰、穩(wěn)定、可持續(xù)的收益預期，并首次提出從容量電價向可靠容量補償機制過渡的路徑，有利于增強電力安全保供能力，調(diào)動調(diào)節(jié)性電源建設積極性、提升頂峰出力，更好支撐新能源消納利用，助推能源綠色低碳轉型。

備受市場關注的是，《通知》首次在國家層面明確建立電網(wǎng)側獨立新型儲能容量電價機制，提出各地可根據(jù)當?shù)孛弘娙萘侩妰r標準，結合放電時長和頂峰時貢獻等因素，建立電網(wǎng)側獨立新型儲能容量電價機制。

新能源高歌猛進，調(diào)節(jié)資源跟不上

隨著新能源大規(guī)模發(fā)展，電力系統(tǒng)的結構性失衡日益突出。國家能源局最新數(shù)據(jù)顯示，截至2025年底，全國累計發(fā)電裝機容量38.9億千瓦，同比增長16.1%。其中，太陽能發(fā)電裝機容量12.0億千瓦，同比增長35.4%；風電裝機容量6.4億千瓦，同比增長22.9%。據(jù)澎湃新聞測算，去年國內(nèi)光伏和風電新增裝機分別達到31507萬千瓦（351.07GW）、11933萬千瓦（119.33GW），均再創(chuàng)歷史新高，同比增速分別達到13.67%和49.50%。另據(jù)中電聯(lián)數(shù)據(jù)，去年前三季度，風電和光伏合計新增裝機在所有新增發(fā)電裝機總容量中的比重超過82%。

然而，系統(tǒng)平抑波動的能力增長跟不上新能源的高歌猛進，成為電力保供安全的隱患。靈活調(diào)節(jié)資源的需求持續(xù)提升，現(xiàn)有市場機制卻難以對靈活性資源的投資和供給形成足夠有效的激勵。從個別省份個別時段不斷擴散、逐漸在多省頻發(fā)的負電價現(xiàn)象，就是此類供需矛盾的顯性映射。“十五五”期間，我國新能源新增裝機仍將保持年均2億千瓦的增速，電力系統(tǒng)對調(diào)節(jié)性電源的渴求更為迫切。

“新能源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(guī)模的調(diào)節(jié)性電源，在新能源出力不足、電力供應緊張時段保障穩(wěn)定供電，其他時段不發(fā)電、少發(fā)電?！眹野l(fā)改委、國家能源局在《通知》答記者問中表示，目前，承擔系統(tǒng)調(diào)節(jié)任務的主要是煤電、氣電、抽水蓄能和新型儲能?！笆奈濉逼陂g國家陸續(xù)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，推動相關電源頂峰時發(fā)電保供、平時為新能源讓路。但隨著新型電力系統(tǒng)建設發(fā)展，現(xiàn)行容量電價機制遇到一些新情況新問題。

具體表現(xiàn)在：部分地區(qū)煤電發(fā)電小時數(shù)快速下降，現(xiàn)行容量電價水平保障力度出現(xiàn)不足苗頭；現(xiàn)行抽水蓄能容量電價機制對企業(yè)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(fā)展；各地氣電、新型儲能容量電價機制原則不統(tǒng)一，不利于營造公平競爭的市場環(huán)境?！耙虼耍柽m應新型電力系統(tǒng)和電力市場體系建設要求，分類完善容量電價機制，適時建立發(fā)電側可靠容量補償機制，更好保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行，助力能源綠色低碳轉型?！?/p>

由于現(xiàn)貨市場新能源邊際成本為零，導致部分系統(tǒng)確實需要、但成本較高的發(fā)電機組在電能量市場難以獲取合理收益，增加了成本回收難度。提供固定收益的容量電價，是支持調(diào)節(jié)性電源發(fā)展的最佳選擇。

“在單一電量電價機制下，各類調(diào)節(jié)性電源固定成本難以完全通過市場化方式回收，‘備而不用’的容量保障價值未能得到合理體現(xiàn)，一定程度上影響了投資積極性。”電力規(guī)劃設計總院副院長劉世宇解讀稱，完善發(fā)電側容量電價機制，是激發(fā)電力領域有效投資、夯實能源安全基礎、服務經(jīng)濟高質(zhì)量發(fā)展的一項重要制度設計。一方面有助于合理回收固定成本，推動各類機組更好發(fā)揮系統(tǒng)支撐和靈活調(diào)節(jié)功能，另一方面有助于增強投資者信心，進一步優(yōu)化電源結構和投資布局。

國家發(fā)改委市場與價格研究所研究員楊娟在撰文中稱，從國際上看，作為改進高比例新能源市場設計的應對措施之一，不少國家和地區(qū)在電力市場中引入了發(fā)電容量機制，不同階段具體方式不同，以保障發(fā)電容量充足可靠。

從分類補償?shù)酵ね?/strong>

澎湃新聞注意到，按照不同電源的功能定位，《通知》分類施策，對調(diào)節(jié)性電源容量電價機制作出系統(tǒng)設計：在涵蓋煤電、抽水蓄能機組并與現(xiàn)行容量電價政策銜接的基礎上，將實施范圍進一步擴展至氣電、電網(wǎng)側新型儲能等主體。

煤電是保障電力安全充裕供應的“壓艙石”，承擔著兜底保供、調(diào)峰調(diào)頻等關鍵角色。2023年11月，國家發(fā)改委和國家能源局發(fā)布《關于建立煤電容量電價機制的通知》，提出綜合考慮各地電力系統(tǒng)需要、煤電功能轉型情況等因素確定，2024-2025年多數(shù)地方通過容量電價回收固定成本的比例為30%左右即每年每千瓦100元，部分煤電功能轉型較快的地方適當高一些。2026年起，各地通過容量電價回收固定成本的比例提升至不低于50%。

《通知》延續(xù)了上述文件的要求，明確自今年起各地按照不低于50%比例執(zhí)行煤電容量電價，即每年每千瓦165元，可結合當?shù)厥袌鼋ㄔO、煤電利用小時數(shù)等實際情況進一步提高。對于氣電，鼓勵省級價格主管部門參照煤電方式制定容量電價。

隨著電力市場化改革持續(xù)深入，煤電在電能量市場面臨新能源的成本競爭，在輔助服務市場又受到抽水蓄能和新型儲能的擠壓，利用小時數(shù)加速下行、減發(fā)趨勢明顯。新政的出臺，可有效緩解當前煤電“量價”雙降的經(jīng)營壓力。“此舉將有效覆蓋煤電固定成本，穩(wěn)定收益預期，引導企業(yè)推動機組靈活性改造，有力支撐新型電力系統(tǒng)建設，實現(xiàn)‘保供應、促轉型’雙重目標?！眲⑹烙畋硎?。

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》對電力市場交易和價格機制也作出相應優(yōu)化，明確各地可適當調(diào)整省內(nèi)煤電中長期市場交易價格下限，不再統(tǒng)一執(zhí)行基準價下浮20%的下限，而是由各地根據(jù)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。

與常規(guī)水電站不同，抽水蓄能電站既是電源又是負荷，建設周期長、投資規(guī)模大。2021年4月，國家發(fā)改委印發(fā)《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》（下稱633號文），明確以競爭性方式形成電量電價，將容量電價納入輸配電價回收，給抽蓄投資者吃下定心丸。2023年，進一步出臺《關于抽水蓄能電站容量電價及有關事項的通知》，核定了在運及2025年底前擬投運的48座抽水蓄能電站容量電價。

作為上述政策的接續(xù)，新政對抽蓄項目實施“新老劃段”：存量項目保持政策穩(wěn)定，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?shù)亟y(tǒng)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。業(yè)內(nèi)分析稱，這將倒逼新建機組控制投運成本，推動集約化發(fā)展，為抽蓄項目提供明確的決策依據(jù)。

此前出臺的煤電、抽水蓄能容量電價政策僅適用于單類電源。新政在明確不同類型電源容量電價標準的基礎上，提出有序建立可靠容量補償機制，對機組可靠提供的頂峰能力按統(tǒng)一原則進行補償，充分反映不同機組的頂峰貢獻。新能源占比高、可靠容量需求大的地區(qū)，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(qū)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。

“《通知》的出臺，絕非單一電價政策的調(diào)整，而是我國上網(wǎng)電價市場化改革從分環(huán)節(jié)探索邁向體系化完善的重大舉措，讓分時電量、輔助服務、可靠容量‘三位一體’的上網(wǎng)電價體系正式成型。”資深電力專家谷峰認為，此次改革標志著市場化上網(wǎng)電價體系的最后一塊拼圖落地。

新型儲能：容量機制完善的最大受益者

《通知》最受市場關注的亮點還在于，新型儲能的重要系統(tǒng)價值得到國家層面的制度性確認。

《通知》提出，對服務于電力系統(tǒng)安全運行、未參與配儲的電網(wǎng)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?shù)孛弘娙萘侩妰r標準為基礎，根據(jù)頂峰能力按一定比例折算（折算比例為滿功率連續(xù)放電時長除以全年最長凈負荷高峰持續(xù)時長，最高不超過1），并考慮電力市場建設進展、電力系統(tǒng)需求等因素確定。電網(wǎng)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(jù)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。

“114號文件的出臺，堪稱‘十五五’開局之際新型儲能產(chǎn)業(yè)的一場‘及時雨’。”中關村儲能產(chǎn)業(yè)技術聯(lián)盟解讀稱，新政補齊了新型儲能收益的最后一塊拼圖，產(chǎn)業(yè)發(fā)展路徑愈發(fā)清晰——電能量市場收益、輔助服務市場收益、容量電價收益將協(xié)同發(fā)力，為產(chǎn)業(yè)可持續(xù)發(fā)展筑牢了收益根基，點燃了行業(yè)發(fā)展信心，2026年將成為獨立新型儲能市場化發(fā)展元年。

據(jù)CNESA DataLink 全球儲能數(shù)據(jù)庫不完全統(tǒng)計，截至2025年12月底，全國新型儲能累計裝機規(guī)模達144.7GW，同比增長85%，是“十三五”末的45倍，增速領跑全球。到2025年底，我國獨立儲能占比已從“十三五”末期的35%提升到58%，成為占比最大的應用場景?！斑@一變化契合新型電力系統(tǒng)對儲能資源規(guī)模化、集中化調(diào)度的需求，為獨立儲能納入容量電價機制提供了堅實產(chǎn)業(yè)基礎，獨立儲能已成為市場建設的主要選擇?！?/p>

與此同時發(fā)生的是新型儲能對于電力頂峰保供的價值與日俱增。數(shù)據(jù)顯示，2025年迎峰度夏期間，國家電網(wǎng)經(jīng)營區(qū)新型儲能最大放電電力達4453萬千瓦，可調(diào)最大電力6423萬千瓦，晚高峰平均頂峰2.4小時，集中調(diào)用頂峰能力相當于近3座三峽水電站容量。將獨立儲能納入容量電價機制，有助于進一步激勵其發(fā)揮頂峰支撐作用。

中關村儲能產(chǎn)業(yè)技術聯(lián)盟撰文分析稱，隨著增量新能源強制配儲政策的取消，以往過渡性的容量租賃模式無法延續(xù)。目前，僅依靠電能量和輔助服務市場，獨立儲能項目收益難以覆蓋投資與運營成本，行業(yè)迫切需要新型儲能容量電價機制出臺及落地，為項目投資建設提供穩(wěn)定預期。

“對于近年來迅速發(fā)展的新型儲能，政策按照頂負荷高峰的能力給予容量電價，頂峰能力強、運行穩(wěn)定可靠、充放電效率高的新型儲能將獲得更高收益，前期甘肅、寧夏、湖北出臺的新型儲能容量電價政策完全符合國家新政策要求。”國家電投經(jīng)研院總經(jīng)理李鵬認為，《通知》中新型儲能的容量電價設計能夠真實反映其對系統(tǒng)頂峰保障的實際貢獻?！巴ㄟ^這一安排，新型儲能在容量機制中的政策身份更加清晰、收益預期更加穩(wěn)定。”

據(jù)其測算，經(jīng)過近五年的規(guī)模化發(fā)展，新型儲能技術持續(xù)進步、成本大幅下降。以甘肅為例，在容量電價政策支持下，4小時充電時長的儲能可獲取165元/千瓦/年的固定容量電費，再加上獨立儲能參與輔助服務市場和現(xiàn)貨市場的收益，已經(jīng)可以實現(xiàn)商業(yè)運行。隨著碳酸鋰產(chǎn)能持續(xù)釋放，以及“光儲同壽”“零衰減”等技術不斷成熟，新型儲能在成本、壽命和系統(tǒng)適配性方面的優(yōu)勢將進一步顯現(xiàn)，未來將在新型電力系統(tǒng)中發(fā)揮更加重要的調(diào)節(jié)作用。

中關村儲能產(chǎn)業(yè)技術聯(lián)盟強調(diào)，對于投資建設方來說，容量電價機制不代表可以“躺平”，而是對儲能電站的技術性能、建設運營能力提出了更高的要求。投資運營方需要研判區(qū)域容量供需形勢，杜絕盲目跟風投資，科學平衡電能量、輔助服務與容量收益的關系，實現(xiàn)多元收益協(xié)同增長。