在“双碳”目标指引下，我国风电、光伏装机快速增长，新能源的间歇性与波动性对电力系统灵活调节能力提出更高要求。天然气发电凭借启停迅速、调节范围宽、碳排放较低等优势，成为支撑新能源消纳、保障电力系统稳定的关键调节性电源。截至2025年底，我国气电装机已达1.61亿千瓦。然而，受新能源挤压利用小时、气价高位波动等因素影响，气电企业固定成本回收压力持续加大。2026年，国家发改委、国家能源局印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号，以下简称114号文），首次将气电纳入全国容量电价框架，明确省级价格主管部门可因地制宜建立气电容量电价机制。这标志着发电侧容量电价从煤电单点突破转向多类型电源系统完善的新阶段。目前，江苏、浙江、广东、四川等地已先行探索气电两部制电价，但各地定价口径、补偿标准差异较大，缺乏统一规范。本文立足114号文政策导向，梳理地方实践现状与突出问题，并提出针对性对策，为省级政策落地提供参考。

气电容量电价的政策背景与演进

国家层面政策脉络

截至2025年底，我国可再生能源总装机达到23.4亿千瓦，可再生能源装机占比提升至60%左右，电力系统对灵活调节资源的需求日益迫切。天然气发电凭借启停迅速、爬坡速度快、碳排放较低等优势，成为支撑新能源消纳的关键力量。然而，随着新能源占比提升，气电利用小时逐年下降，固定成本回收困难的问题日益突出。

国家层面已出台系列政策回应这一难题。2025年4月，中办、国办印发的《关于完善价格治理机制的意见》明确提出建立健全天然气发电、储能等调节性资源价格机制。2026年1月，114号文首次在国家层面将天然气发电纳入容量电价框架，要求电力现货市场连续运行后，省级价格主管部门适时建立发电侧可靠容量补偿机制。114号文的出台，为省级层面完善气电容量电价政策提供了清晰的顶层指引，也为其因地制宜发展创造了制度条件。

电价机制三阶段演进

我国气电上网定价机制经历了从单一制到两部制、再到市场化探索的三阶段演进。

第一阶段为2000至2014年，以单一制电价为主导。各省按机组类型核定标杆上网电价，成本疏导机制欠缺，气电企业普遍面临燃料成本上涨无法传递的困境。这一阶段气电主要承担基荷或腰荷供电角色，利用小时数较高，单一制电价尚能维持企业基本运营。

第二阶段为2015至2023年，以两部制电价试点推行为标志。2014年，定价权下放到省级主管部门，各省据此建立了容量电价加电量电价的两部制结构。容量电价按机组类型差异化核定，例如浙江9F机组为302.4元/千瓦·年、6F机组高达571.2元/千瓦·年，上海调峰机组为37.01元/千瓦·月，四川F级为28元/千瓦·月；电量电价普遍与天然气价格联动。两部制电价的推行，初步实现了气电固定成本与变动成本的分开回收。

第三阶段为2024年至今，以市场化定价探索为特征。广东实行电量电价市场化、容量电价政府核定、天然气价格传导补偿的复合模式；江苏、四川、山西等省份也开展了不同程度的气电入市试点，呈现出因地制宜、百花齐放的发展态势。2026年114号文的发布，标志着发电侧容量电价机制从煤电单一试点向多类型调节性电源全覆盖的制度跃迁。

气电容量电价的核心内涵与实践现状

气电的特殊性

相较煤电，气电在容量价值评估上具有更强的双重不确定性。一方面，其燃料成本随国际气价剧烈波动，导致其边际成本高度不稳定；另一方面，其在系统中的功能定位兼具调峰、备用、应急、黑启动等多重属性，有效容量的精确测算更为复杂。因此，气电容量电价机制的设计不能简单套用煤电模式，而需从功能定位、成本构成、区域差异、市场衔接等维度进行系统化重构。

核心内涵与评价方法

容量电价的核心在于补偿机组的有效容量，即电源在系统最需要时刻能够持续稳定供电的能力，例如迎峰度夏顶峰时段。有效容量与铭牌容量存在本质区别，前者衡量的是系统最需要时刻的实际可用能力，后者仅为设备标注的、名义上的额定参数。本着实质合理原则，评价应当以有效容量为准。

不同类型的电源在有效容量上差异显著。燃煤发电约占我国有效容量的80%。天然气发电的有效容量系数同样较高：简单循环燃气轮机因启停迅速、响应灵敏，在尖峰时段几乎可以实现全额有效出力；联合循环燃气轮机的有效容量虽略低于简单循环燃气轮机，但仍远高于风电、光伏等不可控电源。

有效容量的折算方法直接决定容量补偿的公平性和精准性。国际上普遍采用基于概率的可靠性评估方法，如有效载荷能力或等效可靠容量，通过仿真测算新增资源对系统可靠性的边际贡献。我国目前多采用基于负荷时段的简化折算方法。

在成本核定方面，气电固定成本涵盖投资折旧、财务费用、固定运维等，宜采用经营期定价法为基础、辅以边际成本法校验的组合路径。容量补偿标准的计算公式可概括为：补偿标准参考边际机组全部成本减去电能量与辅助服务收入之和，并在此基础上统筹供需关系、用户承受能力、市场建设进展等因素动态调整。这一方法体系要求建立统一的可靠性评估标准和有效容量测算规范，而这正是当前我国容量市场建设的短板所在。

典型省份实践分析

依托地方价格自主权，多个省份已率先出台气电两部制电价政策，形成各具特色的实践模式。表中汇总了典型省份的容量电价标准。

从实践特征来看：一是全域推行两部制。已出台政策省份均摒弃单一电量电价，全面采用“容量电价+电量电价”架构，容量电费单独列入系统运行费疏导至终端用户，形成稳定的成本疏导渠道。二是分类分档差异化。普遍按照机组技术等级、装机规模、气源类型、功能定位（调峰/热电联产）实行差别定价，打破同价固化模式。三是定价水平分化明显。经济发达、新能源占比高、气电依赖度大的省份容量电价偏高，能源富集、气源成本偏低省份定价相对温和。四是与气价联动机制紧密衔接。多数省份建立气电电量电价与天然气门站价格联动机制，对冲燃料成本波动，与容量电价形成互补支撑。

当前气电容量电价突出短板

从各地实践来看，气电容量电价机制在运行中逐步暴露出一些有待完善的方面，主要体现在核算口径、定价方式、市场协同与利益平衡四个层面。

一是统一核算口径尚不完善，省级定价标准差异较大。由于缺乏国家层面的核算规范，各省固定成本归集范围、回收比例、核算周期各有不同。部分省份按全成本口径核定，部分仅核算存量机组账面成本，导致同类型气电机组在不同省份容量电价差距较大。以9F级机组为例，浙江为302.4元/千瓦·年，四川折合约336元/千瓦·年，河北折合约336元/千瓦·年，而广东同类型机组为264元/千瓦·年。这种差异在一定程度上反映了真实成本差别，但也暴露出核算规则有待统一的问题。

二是机组业态复杂，定价方式尚显粗放。气电涵盖纯调峰、热电联产、分布式等多种业态，机型从6B到9H多个等级，投资造价、运行特性、系统贡献差异显著。9H级机组单位投资成本最高、效率也最高，但调峰灵活性并非最优；9F级机组在投资与效率之间平衡较好，适合作为调峰主力；6F及以下小型机组启停更快，适合分布式和应急备用。部分省份仍采用全省统一标准，未充分区分功能定位与技术效能，可能导致高效机组补偿不足、低效机组补偿偏多。

三是与电力市场机制协同有待加强，存在重复补偿风险。容量电价本应覆盖机组基本备用和常规调峰价值，辅助服务市场侧重深度调峰、快速启停、黑启动等增值服务。但实践中，部分地区出现容量电费与辅助服务收益重复叠加的情况。同时，随着现货市场连续运行省份增多，现有固定容量电价与114号文提出的“可靠容量补偿机制”衔接路径尚不清晰。此外，计划气与市场电脱节，即多数省份发电用气按年计划分配，具有较强计划属性，而现货市场下发电计划由出清决定，两者难以匹配。

四是成本疏导与用户承受能力平衡难度较大。气电单位造价和气源成本高于传统煤电，容量电价标准天然偏高。在工业经济承压、民生电价刚性约束背景下，容量电价新增成本疏导空间有限。部分省份面临“提高电价则加重用户负担、压低电价则企业难以回本”的两难困境。此外，广东大鹏LNG一期配套机组等拥有长期低价长协资源的特殊项目，若按统一容量电价政策执行，可能导致过补偿或市场竞争公平性问题，这类特殊资源的单列管理问题尚未得到妥善解决。

气电容量电价优化对策建议

针对上述问题，提出如下建议，以更好地在全国统一大市场框架下促进各地因地制宜建立健全容量电价机制。

一是探索统一核算口径，研究建立全国气电容量电价核算指引。国家层面可研究出台气电容量电价核算指引，统一固定成本核算范围，明确将固定资产折旧、财务费用、运维人工纳入核定范畴，剔除燃料等变动成本。可参考当前煤电不低于50%的固定成本回收比例，结合各省机组功能定位、新能源占比、调峰需求、用户承受能力，合理设定弹性区间。同时探索建立容量电价定期校核机制，每3~5年根据机组折旧进度、造价水平、气价走势动态调整标准。

二是完善定价机制，短期构建“按功能、按机型、按气源”差异化定价体系，远期实现对机组可靠容量按统一原则进行补偿。短期内，在定价方式上，尝试更精细化的分级思路。按功能定位区分，纯调峰气电承担系统顶峰任务，容量电价适度上浮；热电联产机组以热定电、调峰空间受限，适度下调补偿标准；分布式气电装机规模小、就地消纳为主，暂不纳入容量电价范围。按机组技术等级区分，9H、9F等高效机组可给予适度价格倾斜，6F、6B等老旧机组可逐步降低补偿标准。按气源类型区分，长协管道气机组定价从稳，进口高价LNG机组适度提高容量补偿。中远期看，以弥补市场边际机组在电能量和辅助服务市场不能回收的固定成本为基础，设定统一的补偿标准，公平反映不同机组对电力系统顶峰的贡献。

三是厘清价值边界，推动容量补偿与电力市场有序衔接。进一步明确容量电费与辅助服务费用的功能分工：容量电费覆盖机组可用容量、基本备用、常规调峰基础价值，辅助服务费用核算调峰调频、快速响应、黑启动等差异化服务价值，避免重复补偿。对于电力现货市场已连续运行的省份，考虑逐步从固定气电容量电价向可靠容量补偿机制过渡，以机组顶峰时段实际供电能力为标尺，按等效可靠容量统一核算补偿，淡化电源类型差异。同时，优化完善发电用气计划，逐步降低刚性用气指标对市场化交易的影响，鼓励签订灵活结算的中长期气源合同，赋予用气计划弹性调整空间。

四是平衡多方利益，健全成本疏导与风险防控机制。严格落实114号文电价承受能力评估要求，将终端用户电价承载力作为核定气电容量电价的重要参考，初期通过工商业用户合理分摊等方式平抑电价波动，远期探索权责对等的分摊模式。对拥有稀缺低价长协资源的特殊项目，可考虑实行政策单列管理。着眼全国能源配置格局，按照“谁受益、谁承担”原则，探索跨省跨区送电通道下气电容量价值分摊机制。