修订后的容量电价机制将固定成本回收任务从模糊的打包电量价格中剥离，使电力价格能够全面、真实地反映电力商品的物理价值。

2026年1月，国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（以下简称“114号文件”）。作为继2023年煤电容量电价机制建立后的又一里程碑式文件，114号文件在新型电力系统加速建设与新能源高比例并网的背景下，精准填补了电力商品价格体系的“最后一块拼图”。这标志着我国正式构建起“电能量+辅助服务+容量”三位一体的电力商品价值实现机制，不仅为调节电源的可持续发展筑牢价格基石，更重塑了发电侧的商业逻辑与市场运行范式。

直面系统调节困境

电力价格机制是电力市场体系的核心支柱，直接决定资源配置效率与系统安全。当前，我国能源转型进入深水区，新能源大规模并网、煤电角色定位转型、系统调节资源紧缺等矛盾凸显，对电力价格机制提出了全新要求。114号文件的出台是顺应电力系统发展规律、解决行业现实痛点、保障能源安全的必然选择。

一是破解高比例新能源接入带来的系统调节困境。随着“双碳”目标的纵深推进，我国新能源发电装机占比已突破47%，风电、光伏发电等间歇性电源的规模化并网对系统的调节能力与安全稳定运行提出了前所未有的挑战。然而，当前的调节性电源普遍面临角色模糊、收益不足、投资受挫三重压力。煤电利用小时数持续下滑，2025年全国煤电利用小时数低于4000的省份已达13个，广西、青海、辽宁三省（自治区）的煤电利用小时数已不足3000，抽水蓄能与新型储能的市场化参与能力尚显不足。在电能量市场与辅助服务市场难以覆盖固定成本的现实下，调节性电源的投资意愿受挫，系统调节资源日益紧缺。114号文件为调节性电源提供了合理的成本回收渠道，从根本上缓解了高比例新能源接入下的系统调节压力，保障了电力供应安全。

二是构建涵盖电能量、辅助服务与容量的完整价值体系。《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》确立了价格机制的第一块基石，确立了由实时市场决定电能量价值的原则，引导市场主体真正关注并适应实时供需变化。《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》进一步确立了价格机制的第二块基石，建立了调峰、调频等辅助服务市场化定价规则，体现了电力的调节服务价值。此次114号文件则正式确立了“电能量价格+辅助服务价格+容量电价”三位一体的定价体系，将固定成本回收任务从模糊的打包电量价格中剥离，使电力价格能够全面、真实地反映电力商品物理属性价值，标志着我国电力商品价格体系加速完善。

三是确立适配国情且兼顾安全的容量保障路径。全球范围内，主流的容量保障机制主要有三种模式：稀缺电价、容量市场和容量补偿机制。稀缺电价允许紧缺时段现货价格突破边际成本以激励投资，对市场成熟度、监管能力与用户承受能力要求极高；容量补偿机制面向存量调节资源事后直接补偿，保障高峰时段容量充裕性；容量市场以市场竞争形成容量价格回收成本，本质是电力系统规划机制。容量补偿与容量市场均为应对价格管制下容量不足的对冲机制，无绝对优劣。但容量市场依赖系统可靠性规划与成熟的监管体系，现阶段在我国不具备建设容量市场的条件。综合我国现货市场仍在建设、市场监管体系有待完善，以及电力保供任务艰巨的现实情况，114号文件明确采用容量补偿机制，走出适配国情、兼顾效率与安全的改革路径。

多维创新，打造科学容量补偿体系

114号文件立足我国电力市场发展实际和调节性电源发展需求，在继承现有政策成果的基础上，从补偿范围、补偿标准、市场衔接等方面构建起科学、公平、高效的容量补偿体系，为调节性电源的发展提供了清晰的政策指引。

一是确立基于发电侧可靠容量的统一补偿标准。114号文件的主要目标是建立发电侧可靠容量补偿机制。具体表现为两个方面：一方面，突破按电源类型分类定补的传统思路。补偿范围包括所有参与现货市场且不执行政府定价的各类电源，除目前已参与市场的煤电机组外，还可包括参与市场且未纳入机制电量的新能源、水电、核电等对应容量；另一方面，确立以机组在全年系统顶峰时段能够持续稳定供电的容量为依据的统一补偿机制。补偿标准以弥补市场边际机组在电能量和辅助服务市场中不能回收的固定成本为基础，统筹考虑电力供需关系、用户承受能力、电力市场建设进展等因素确定，推动市场竞争从规模导向转向能力导向，倒逼各类电源提升运行可靠性与顶峰性能，助力电力系统调节能力整体提升，实现资源精准高效配置。

二是深化中长期与现货市场协同联动机制。114号文件打破煤电中长期交易“高比例签约+固定价格”的传统模式，推动市场从以中长期为主向中长期与现货协同转型。政策明确放开煤电中长期签约比例与价格下限约束，不得强制签订固定价格合同，鼓励在年度中长期合同中约定一定比例电量实行反映实时供需的灵活价格。中长期合同的核心价值是为发用双方提供价格风险管理工具，通过锁定部分交易价格和规模，对冲现货价格波动风险，而非单纯作为保障电力电量平衡的手段。中长期与现货市场协同联动，不仅不会影响电力电量平衡的实现，而且有利于更好发挥价格信号对资源配置的引导作用，扩大市场主体自主决策空间，激发市场整体活力。

三是实施严格清单管理与差异化定价的储能择优补偿策略。114号文件针对电网侧新型储能实施清单管理，要求满足项目独立性、调度直控能力（“三遥四可”）、荷电状态反向可测三大硬性条件，方可享受容量电价补偿，以此引导产业去伪存真；针对抽水蓄能，《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》发布之后的新建项目，由省级价格主管部门每3至5年按经营期内弥补平均成本的原则，制定省级电网同期新开工电站统一的容量电价，逐步实现主要通过参与市场回收成本、获得收益，为储能的健康有序发展确立了清晰的容量电价规则边界与准入门槛。

发电企业需主动打破路径依赖

中央发电企业作为电力保供和能源转型的主力军，在新型电力系统建设中承担重要责任。114号文件改变了传统电源的盈利逻辑与竞争规则，推动行业从政策保障为主向市场化运行转变。中央发电企业需主动打破路径依赖，在战略、经营、风控层面重塑竞争力，主动适配新型电力系统下的发展新范式。

一是推动盈利模式从规模扩张向价值导向转型。在电能量、辅助服务、容量三维价值体系下，传统以电量定收益的逻辑已不适应新形势。发电企业要建立全口径价值核算与投资决策体系，量化容量、电量、辅助服务三类收益，以此形成多元协同的盈利结构。以全价值回报为导向优化资产布局，重点加大对灵活性、支撑性电源及长时储能的布局力度，优先布局电价承受能力强、调节需求迫切的区域。同时构建全周期风险防控体系，利用中长期合约、灵活定价条款等工具对冲现货价格波动，实现稳健经营与可持续发展。

二是培育市场化竞争与价格管理能力。114号文件赋予市场主体更大的中长期交易自主空间，交易与价格管理能力成为核心竞争力。发电企业需加强市场研判、交易策略、偏差控制专业化能力建设，打造高水平交易团队。煤电要聚焦提升在全年系统顶峰时段持续稳定供电的能力，以可靠性能获取足额容量补偿；新能源要提升功率预测精度，降低偏差考核损失，主动参与辅助服务市场增值增效。通过差异化竞争与协同合作，构建稳定高效的市场运营生态。

三是厘清项目属性边界，严控投资准入底线。114号文件建立电网侧独立新型储能容量电价机制，为新型储能发展提供了政策支持，但同时也设置了严格的准入条件和考核标准：储能项目的容量补偿并非普惠式补贴，而是择优式补偿。因此，发电企业在储能项目投资中，需厘清属性边界，准确把握投资运营要点，方能把握市场发展机遇，在新型电力系统建设进程中实现国有资产保值增值。

114号文件是我国电力价格改革与电力市场建设进程中具有标志性意义的成果，为调节性电源发展提供了清晰的政策指引，为新型电力系统安全保供与能源绿色转型提供了坚实机制保障。面对电力市场深刻变革，唯有顺应政策趋势、把握市场规律、强化创新驱动，才能在新的市场格局中实现高质量发展。各类市场主体特别是中央发电企业，需主动适应政策变革，加快转变发展思维，提升市场竞争能力，共同推动电力市场体系不断完善，为我国经济社会发展提供安全、清洁、高效的电力保障。

（作者：中国华能集团能源研究院 王绍敏 司纪朋）