电力市场核心改革之一，是构建能够全面反映电力商品多元属性的市场化定价体系。电力兼具“电能量价值、调节价值、可靠性价值”。单一上网电价已无法精准量化其全链条价值，必须通过“电能量、平衡、容量”一体化运作，实现商品属性与市场功能的精准匹配——电能量锚定基础使用价值，平衡彰显实时调节价值，容量保障供电可靠价值。

2026年1月30日，国家发展改革委、国家能源局联合印发的《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，补齐了容量机制短板，推动容量电价从“政策补偿”向“市场价值”转型，与电能量、平衡交易形成闭环，逐步替代单一上网电价模式，构建真正适配新型电力系统的市场化上网电价体系。

电力商品特殊性与市场板块的匹配

电力的特殊属性决定了单一上网电价无法精准反映其多元价值。单一上网电价主要根据燃料成本变化做一定范围的上下浮动，无法体现电力的动态调节价值与长期可靠价值，而“电能量、平衡、容量”三位一体的市场运转，实现了商品属性与市场功能的一一对应。

（一）电能量交易：量化“电能量价值”，筑牢市场化定价基础

电能量交易的核心是解决电力作为“可消耗商品”的基础价值定价问题。其核心载体是中长期交易，通过年度、月度、周、日等中长期合同，锁定大部分电能交易量，既为发电企业提供稳定的收益预期，也为用户规避价格波动风险。电能量交易是“基础板块”，其形成的价格信号反映电力供需基本面，是平衡交易、容量交易的定价参照。

当前，电能量交易价格以燃料成本为主要依据，同时考虑不同负荷时段，兼顾绿电环境价值，在一定范围内上下浮动。虽然可以通过供需双方自主协商、集中竞价，但由于系统调节及备用价值未能合理体现，在交易价格上，发电企业往往要适当考虑固定成本。

（二）平衡交易：体现“实时调节价值”，填补动态供需缺口

平衡交易的核心是解决“电力供需实时失衡”时的调节资源价值定价问题，对应电力的“即时、波动”属性。其核心载体包括现货市场和辅助服务市场：现货市场通过实时电价（日内、实时）反映电力供需的瞬时变化，引导机组快速调整出力，实现电力实时平衡；辅助服务市场则针对调频、备用等调节功能单独定价，补偿调节资源的运维成本与机会成本。

如果调节资源价值隐含在上网电价中，无法得到合理补偿，会导致“调节越多、亏损越多”的悖论；而平衡交易则通过市场化手段，让调节价值显性化。例如，现货市场的实时电价可在负荷高峰时段形成溢价，补偿机组顶峰出力的机会成本；辅助服务市场调频收入可反映新能源波动带来的调节需求，让灵活电源的调节价值得到精准量化。电能量交易锁定“基础电量”，平衡交易弥补“实时缺口”，两者协同实现电力动态价值的完整覆盖。

（三）容量交易：保障“可靠价值”，夯实系统安全底线

容量的核心是解决电力“供应可靠性”的价值定价问题。电力系统需要预留一定比例的备用容量，以应对极端天气、机组故障、新能源出力骤降等突发情况，这些备用容量平时可能不发电，但一旦需要，必须“调得出、顶得上”，其价值体现在“存在即有用”。

如果容量价值未被单独核算，会导致调节性电源投资动力不足。因此，容量交易是“安全保障板块”，反映电力系统对可靠性的需求程度。通过容量电价、容量补偿机制或容量市场等形式，让电力的“可靠价值”从隐性成本转变为显性收益，有助于激励企业投资建设调节性电源（煤电、抽蓄、新型储能等）。

（四）三位一体运作：形成完整价格信号，替代行政定价

电能量、平衡、容量三大板块并非孤立存在，而是通过“价值互补、信号联动、收益协同”实现一体化运作，最终形成反映电力全部商品属性的市场化价格体系，替代过去“统一打包”的上网电价。具体来看：

一是价值互补，电能量交易覆盖“基础电量收益”，平衡交易覆盖“实时调节收益”，容量交易覆盖“可靠性收益”，三者共同构成发电企业的完整收益来源。

二是信号联动，现货市场的高峰电价、辅助服务的收益水平，是容量补偿标准动态调整的重要依据，而容量价格的高低，也会引导发电企业调整投资方向，影响未来电能量、平衡交易的供给结构；

三是收益协同，通过建立“市场收益分享机制”，让调节性电源在电能量、平衡市场中获得的超额收益，与用户合理分摊，同时通过考核机制，确保容量补偿与机组实际履职能力挂钩。

这种一体化运作模式，让价格信号能够精准反映电力的多元价值，实现“谁受益、谁付费”“谁履职、谁获偿”的市场化原则。

从“政策补短板”向“三位一体协同”转型

我国容量电价机制的发展历程，是从“被动弥补成本缺口”向“主动适配价值体系”转型的过程，每一个阶段的政策调整，都与电能量、平衡交易的发展进程同频共振。

（一）试点探索阶段（2004—2022年）：聚焦单一属性，弥补行政定价短板

这一阶段，电力市场建设处在持续探索中，三位一体架构尚未形成，传统行政核定上网电价仍是主流模式。由于行政定价无法体现调节性电源的“备用价值”。为弥补这一短板，2014年，国家发展改革委印发《关于完善抽水蓄能价格形成机制有关问题的通知》（发改价格〔2014〕1763号），进一步明确抽蓄电站可采用两部制电价。

这一阶段的容量电价，具有鲜明的“政策补偿”特征：一是覆盖范围窄，仅聚焦抽蓄电站，未涉及煤电、气电、新型储能等其他调节性电源；二是定价方式单一，仍以政府核定的“成本加成”为主，未与市场信号联动；三是没有与电能量、平衡交易的衔接机制。

（二）初步协同阶段（2023—2025年）：对接板块发展，推动机制落地

这一阶段，我国电力市场的三位一体架构逐步成型：电能量中长期交易规模持续扩大，现货市场试点持续推进，不间断连续试运行的省份逐步扩大，市场化价格信号的作用日益凸显。与此同时，煤电逐步从“主力供电电源”向“调节性支撑电源”转型，发电小时数下降，单一电量电价已无法覆盖其固定成本，容量补偿的需求从抽蓄电站延伸至煤电。

2023年，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》，正式建立全国统一的煤电容量电价机制，明确2024—2025年多数地区通过容量电价回收煤电固定成本的比例为30%左右（每年每千瓦100元）。这一政策的出台，标志着容量电价机制的三大转变：一是覆盖范围扩展，从抽蓄电站延伸至煤电；二是定价逻辑优化，容量电费纳入系统运行费用，由工商业用户按用电量分摊；三是考核机制建立，对未达到调度要求的机组扣减容量电费，实现容量补偿与保供履职要求挂钩。

但这一阶段的容量电价机制，仍未实现与三位一体架构的深度协同：一是容量补偿标准仍以政府核定为主，未与现货市场价格形成动态联动；二是覆盖范围仍不全面，气电、新型储能等调节性电源未纳入体系；三是与电能量交易的衔接不足，煤电中长期交易价格与容量补偿标准的适配性有待提升，尚未形成完整的市场化收益闭环。

（三）体系融合阶段（2026年起）：立足三位一体，完善价值定价

2026年《关于完善发电侧容量电价机制的通知》的印发，标志着容量电价机制正式进入“与三位一体架构深度融合”的新阶段。此次新政立足“电能量、平衡、容量”一体化运作要求，不仅是对过去政策的归纳补充，更从“价值定价”的角度，重构了容量电价的核心逻辑，推动其从“政策补偿工具”向“市场价值信号”转型，彻底摆脱对单一上网电价的依赖，形成能够全面反映电力全部商品属性的价格体系。

2026容量电价新政的主要特点

2026年容量电价新政的核心突破在于，通过四大机制创新，推动容量交易从“政策补位”向“市场核心”转型，与电能量、平衡交易形成“价值互补、信号联动、收益协同”的闭环，三者共同构成发电企业完整市场化收益，替代单一上网电价。

（一）分类施策：扩大覆盖范围，适配多元调节主体

新政首次将容量电价覆盖至煤电、气电、抽水蓄能、电网侧独立新型储能四大类调节性电源，实现与平衡相关的多元调节主体的精准适配。具体为：

煤电方面，将容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%，解决煤电转型为调节电源后利用小时数下降、固定成本回收困难的问题；

气电方面，明确省级价格主管部门可建立容量电价机制，回收一定比例固定成本，凸显其启停灵活的调节价值；

抽水蓄能方面，对2021年后开工项目实行“以省为单位、3-5年为周期”的标杆容量电价，鼓励自主参与电能量、辅助服务市场，市场收益按比例分享；

新型储能方面，首次建立国家层面的容量电价机制，以煤电容量电价为基础，按顶峰能力折算（折算比例=满功率连续放电时长/全年最长净负荷高峰持续时长），实行清单制管理。

这种分类覆盖模式，让各类调节性电源的“可靠价值”都能得到市场化补偿，避免了“一刀切”导致的价值错配。

（二）价值转型：从“看身份”到“看能力”，建立可靠容量补偿机制

新政最核心的突破，是提出建立“可靠容量补偿机制”，明确补偿不再依据电源类型，而是根据机组在顶峰时段的实际供电能力。可靠容量被定义为“机组在全年系统顶峰时段能够持续稳定供电的容量”，补偿标准以弥补边际机组在电能量、辅助服务市场未回收的固定成本为基础，统筹考虑供需关系、用户承受能力等因素确定。

这一机制实现了三大转变：一是补偿依据从“电源类型”转向“实际能力”，无论煤电、气电还是新型储能，只要能在系统急需时顶上去，就能获得补偿；二是定价逻辑从“成本加成”转向“价值导向”，容量价格不再单纯核算固定成本，而是反映系统对可靠容量的需求程度；三是调节方向从“被动响应”转向“主动竞争”，激励电源提升顶峰能力与响应速度，适配调度需求。

（三）协同深化：打通板块壁垒，实现收益闭环

新政通过一系列机制设计，强化了容量与电能量、平衡的协同联动，形成“价格信号互传、收益合理分摊、调度需求互应”的闭环，彻底改变过去各环节价值割裂的状态。

与电能量交易协同：调整煤电中长期交易价格下限，放宽签约比例限制，鼓励签订随市场供需变化的灵活价格合同，避免容量补偿与电量收益重复计算；

与辅助服务市场协同：抽水蓄能、新型储能参与辅助服务市场获得的收益，按比例与用户分享，其余部分冲减系统运行费用，实现调节价值与容量价值的合理分摊；

结算机制协同：现货市场连续运行地区，抽蓄抽发、储能充放电价按现货价格执行；未连续运行地区，抽水（充电）价格执行电网代理购电价格，发电（放电）价格考虑充放损耗确定，确保收益核算的一致性。

（四）考核约束：强化履职导向，保障市场公平

新政坚持“激励与约束并重”，建立了与容量补偿挂钩的考核机制。对未达到顶峰能力、备用响应速度等要求的机组，明确扣减容量电费或可靠容量补偿；对多次未达标、严重影响系统安全的机组，可取消年度补偿资格。这种考核机制确保容量补偿“奖优罚劣”，避免“拿补偿、不履职”的道德风险。

从容量电价到容量市场，未来实现三位一体全面市场化

2026年容量电价新政只是阶段性成果，未来容量交易机制仍需持续优化，最终目标是从“政策引导的容量电价”向“完全市场化的容量市场”转型，实现电能量、平衡、容量三大板块的全面市场化定价，构建起成熟的全国统一电力市场体系。具体优化方向包括：

（一）深化市场化定价：建立动态联动机制

逐步降低政府核定比重，建立容量价格与电能量、平衡交易信号的动态联动。在现货市场连续运行的地区，将现货市场年度高峰电价均值、辅助服务市场总收益作为容量补偿标准的核心调整依据——市场收益较高时适当降低容量补偿，收益不足时适当提高，避免过度补偿或补偿不足。同时，在条件成熟地区试点容量竞价交易，允许调节性电源自主申报容量价格，通过市场竞争确定中标主体与补偿标准，让容量价格完全反映市场供需。

（二）完善协同规则，打通三大板块衔接壁垒

进一步细化容量交易与电能量、平衡交易的协同规则，打通板块间的衔接壁垒。一是明确容量补偿与电能量交易的核算边界，优化煤电中长期交易的签约规则，鼓励签订与现货市场价格挂钩的灵活合同，让电能量交易价格更好反映市场供需，同时避免与容量补偿重复计算；二是细化容量补偿与辅助服务市场的衔接规则，明确调频、备用等辅助服务收益与容量补偿的抵扣关系，对未参与辅助服务或未达到考核要求的机组，严格扣减容量补偿；三是建立跨板块的信息共享机制，实现容量考核、现货调度、辅助服务交易数据的互联互通，为协同定价和考核提供数据支撑。

（三）细化考核机制，强化容量资源的履职约束

进一步细化容量考核机制，确保容量资源能够切实履行备用和调节职责。一是制定差异化考核指标，针对煤电、抽蓄、气电、新型储能的不同功能定位，设计贴合其特性的考核指标——煤电重点考核顶峰出力能力、备用响应速度，抽蓄重点考核备用容量、运行效率，新型储能重点考核放电可靠性、顶峰响应能力；二是建立阶梯式扣减机制，根据机组未达标次数和严重程度，设置不同的扣减比例，对多次未达标、严重影响系统安全的机组，取消年度容量补偿资格；三是推动考核结果与市场准入挂钩，将容量考核结果作为机组参与现货市场、辅助服务市场的重要依据，形成“奖优罚劣”的鲜明导向。

（四）强化区域协同，适配全国统一大市场建设

建立区域协同的容量交易机制，适配全国统一电力市场体系的建设要求。一是建立跨区域容量电价协调机制，针对区域共用的抽蓄电站、跨区输电配套调节电源，按容量分配比例确定容量电费分摊方式，鼓励通过市场化方式优化；二是推动省间容量交易试点，在区域电力市场成熟的地区，试点开展省间容量竞价交易，促进容量资源在区域内优化配置，提升区域电力系统的容量充裕度；三是统一区域内容量考核标准和核算口径，协调不同省份的容量电价政策差异，为后续全国性容量市场的建设奠定基础。

（五）扩大覆盖范围，构建多元容量供给体系

进一步扩大容量交易的覆盖范围，将更多具备容量支撑能力的资源纳入体系，构建多元协同的容量供给体系。一是将符合条件的新能源配套储能（用户侧、电源侧）、可调节负荷、虚拟电厂等新型调节资源纳入容量补偿范围，明确其可靠容量的评估方法和补偿标准，挖掘系统柔性容量潜力；二是逐步将核电、可调节气电等其他具备备用能力的电源纳入容量交易体系，根据其功能定位制定差异化的容量补偿标准；三是探索将分布式电源、微电网等纳入区域容量交易，构建“集中式+分布式”协同的容量供给格局，提升电力系统的灵活性和可靠性。

发电企业实现价值的路径

发电企业的收益逻辑从“单一电量收益”转变为“电能量收益+平衡收益+容量收益”。不同类型企业需立足自身功能定位，优化经营策略，实现市场价值最大化。

（一）煤电企业：聚焦“可靠容量”，强化协同收益

煤电需彻底摆脱“电量依赖”，向“可靠容量提供者”转型。一是优化机组运行方式，在新能源出力充足时段降出力转为备用，高峰时段顶峰发电，满足容量考核要求，争取足额容量补偿（固定成本回收比例不低于50%）；二是积极参与辅助服务市场，通过深度调节、快速爬坡、应急备用获得额外收益，实现“容量补偿+辅助服务收益”的协同提升；三是合理签订中长期灵活价格合同，将部分电量与现货价格挂钩，避免单一收益来源的波动风险。

（二）抽水蓄能企业：依托标杆电价，深挖市场价值

抽蓄电站需充分利用“标杆容量电价+市场收益分享”机制。2021年后开工项目，按省级标杆容量电价获得基础补偿，同时主动参与现货市场与辅助服务市场，优化抽发时序——低谷时段抽水、高峰时段放电，获取现货价差收益；通过调频、黑启动等辅助服务拓展收益来源。同时，跨区域抽蓄电站需积极协商容量电费分摊比例，最大化区域协同收益。

（三）新型储能企业：突出“顶峰能力”，抢占市场先机

新型储能需聚焦系统顶峰需求，优化项目配置。一是优先布局满功率连续放电时长较长的项目，提高容量电价折算比例（最高可达1）；二是严格落实清单制管理要求，确保纳入容量电价覆盖范围；三是强化充放电策略优化，在现货高峰时段放电、辅助服务市场提供调频服务，实现“容量补偿+电能量收益+辅助服务收益”的三重提升。同时，加强技术研发，提升放电可靠性与响应速度，满足容量考核要求。

（四）气电企业：发挥“灵活优势”，争取政策适配

气电需主动争取容量电价政策，凸显调节价值。一是向省级价格主管部门申请建立容量电价机制，确保固定成本合理回收；二是发挥启停灵活优势，积极响应现货市场调度，在高峰时段快速出力，获取现货溢价；三是参与备用、应急响应等辅助服务市场，补充收益来源，实现“容量补偿+调节收益”的协同优化。

电力市场“电能量、平衡、容量”三位一体运作，是替代传统单一上网电价的核心路径，其本质是通过三大板块的协同发力，构建能够全面反映电力“电量价值、调节价值、可靠价值”的市场化价格体系。2026年《关于完善发电侧容量电价机制的通知》的出台，正是这一路径的落地关键，它不仅完善了容量交易自身的机制，更推动容量电价从“政策补偿工具”向“市场价值信号”转型，与电能量、平衡交易形成闭环协同。

未来，随着容量交易机制从“容量电价”向“容量市场”的逐步转型，三大板块的协同效能将进一步提升，市场化价格信号将更加精准，最终将构建起成熟的全国统一电力市场体系。让市场在电力资源配置中起决定性作用，同时更好发挥政府作用，为新型电力系统建设、能源绿色低碳转型提供坚实的制度保障。