日前，国家发改委、国家能源局联合印发《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”），提出“分类完善煤电、气电、抽水蓄能、新型储能容量电价机制”。

煤电、气电、抽水蓄能、新型储能都属于电力系统的灵活性调节资源，能够根据电网需求，快速、灵活地改变其电力输出，以维持电网实时平衡、应对波动性可再生能源的出力变化，从而保障电力系统稳定运行。

由于技术特性、成本结构、市场定位与政策环境等方面的显著差异，四类灵活性调节资源在容量电价机制的探索与实践上进度各异，呈现出不同的发展特色——

煤电的容量电价机制设计最为完善、推行范围也最为广泛，114号文之后，通过容量电价回收的固定成本比例普遍从此前的30%进一步提升至为50%，并且强调比例“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”；

抽水蓄能的容量电价核定要素更为复杂、多元，价格机制开始从“事前核定、定期调整”逐渐朝着同期电站统一定价的标准调整，实现“省级电网同期新开工电站统一容量电价”。

气电和新型储能容量电价机制尚处起步阶段，114号文首次在国家层面将这两类灵活性调节资源纳入容量电价范畴，并均在一定程度上参考了煤电的容量电价机制。

煤电容量电价：机组固定成本全国统一、按比例回收

在上述四类调节性电源中，煤电的容量电价是机制设计最为完善、推行范围最为广泛的类别之一，也为后续气电、新型储能容量电价机制的设计奠定了重要参考基础。

114号文指出，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。

其中提及的《关于建立煤电容量电价机制的通知》这份文件，出台于2023年11月8日，由国家发改委、国家能源局联合发布，简称“1501号文”。这一文件的下发，标志着我国正式建立煤电容量电价机制，推动煤电加快向基础保障性和系统调节性电源并重转型。

1501号文明确，煤电容量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定。其中，用于计算容量电价的煤电机组固定成本实行全国统一标准，为每年每千瓦330元。通过容量电价回收的固定成本比例，2024～2025年多数地方为30%左右，部分煤电功能转型较快的地方适当高一些，为50%左右。

值得注意的是，1501号文指出，“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%”。并且在附件《省级电网煤电容量电价表》中强调说明，“2026 年起，云南、四川等煤电转型较快的地方通过容量电价回收煤电固定成本的比例原则上提升至不低于 70%，其他地方提升至不低于 50%”。

可以看出，在通过容量电价回收煤电固定比例的提升方面，114号文再次重申和明确了1501号文的相关规定，并且额外强调，“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”。

2025年底至今，全国已经有十余省陆续公布2026年煤电容量电价标准，多数省份均按照1501号文的要求，执行165元/千瓦·年的现行50%最低标准。

就在本月初，2月3日，浙江发改委、能源局发布《关于调整我省煤电容量电价的通知》，指出，浙江省合规在运煤电机组、跨省跨区送浙煤电机组容量电价从2026年起调整为165元/千瓦·年（含税）。

当然，部分省份在1501号文颁布之初就已经执行50%的比例标准，从2026年开始进一步提高比例。

比如四川，2024~2025期间，执行的是165元/千瓦·年的容量电价。到2026年1月16日，四川发改委发布的《关于做好煤电机组核定成本等有关工作的通知（川发改价格〔2025〕647号）》，明确提出，“2026年起，我省煤电机组通过容量电价回收固定成本的比例提升至70%，即每年每千瓦231元”。

抽蓄容量电价：从“一站一价”走向“同期电站统一电价”

早在煤电探索容量电价之前，抽水蓄能就已经在分阶段完善容量电价机制，且价格的核定要素更为复杂、多元。

关于抽水蓄能的容量电价，114号文也提及了一份重要文件——《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）》（以下简称“633号文”）。

2021年4月30日，国家发改委发布633号文，完善了抽水蓄能的两部制电价机制。文件指出，“要坚持以两部制电价政策为主体，进一步完善抽水蓄能价格形成机制，以竞争性方式形成电量电价，将容量电价纳入输配电价回收，同时强化与电力市场建设发展的衔接，逐步推动抽水蓄能电站进入市场”。

在容量电价的核定方面，633号文指出，国家发改委会根据《抽水蓄能容量电价核定办法》，在成本调查基础上，对标行业先进水平合理确定核价参数，按照经营期定价法核定抽水蓄能容量电价，并随省级电网输配电价监管周期同步调整。

与“煤电机组固定成本实行全国统一标准、煤电容量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定”不同的是，633号文规定的抽水蓄能容量电价，实行“事前核定、定期调整”的价格机制，即电站投运后首次核定临时容量电价，在经成本调查后核定正式容量电价，并随省级电网输配电价监管周期同步调整。

两年之后，2023年5月11日，国家发改委发布《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）》（简称“533号文”），指出，按照633号文及有关规定，核定在运及2025年底前拟投运的48座抽水蓄能电站容量电价。而48座抽蓄电站的容量电价，各不相同。

本次下发的114号文，主要是按照633号文出台时间前后，进一步完善抽水蓄能电站容量电价机制。其中，对于633号文出台前开工建设的电站，容量电价继续实行政府定价；而633号文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，制定省级电网同期新开工电站统一的容量电价。

可见，抽蓄的容量电价已经发生明显变化，未来会朝着一定时期内、相对统一的定价方向调整。

气电和新型储能容量电价：尚处起步阶段，部分参考煤电机制

与煤电和抽蓄相比，气电和新型储能的容量电价机制尚处于起步阶段，且均在一定程度上参考煤电的容量电价机制：气电容量电价按照回收发电机组一定比例固定成本的方式确定；新型储能容量电价以当地煤电容量电价为基础，根据其顶峰支撑能力按比例折算。

114号文指出，“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”。目前，气电容量电价目前是‌省级差异化执行‌，全国性、统一的容量电价标准尚未出台。

在省级气电容量电价机制方面，四川、河北等省份走在全国前列。

2024年8月，四川发改委发布《关于进一步明确天然气发电两部制电价有关事项的通知》，提出“容量电价根据我省新核准天然气调峰发电机组固定成本，综合考虑合理收益及相关税金等确定。H级机组容量电价为24元/千瓦·月，F级机组容量电价为28元/千瓦·月”。

同年11月，河北发改委印发《关于完善天然气发电上网电价政策的通知》，提出“根据天然气发电成本、社会效益和用户承受能力等原则核定容量电价水平。我省天然气发电机组容量电价为28元/千瓦·月；对接带工业负荷的天然气发电机组容量电价参照执行，根据收益情况另行调整”。

新型储能方面，在114号文出台之前，全国已有湖北、甘肃、宁夏等9省出台了容量补偿相关机制。（湖北、甘肃、宁夏等9省发布独立储能容量补偿价格机制）

而114号文的出台，首次在国家层面明确建立电网侧独立新型储能容量电价机制，填补了全国性新型储能容量电价的制度空白。（独立储能核心价值归位：从9省探索容量补偿到“114号文”首提容量电价）

与此同时，114号文进一步明确电网侧独立储能容量电价的制定原则：“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”。

文件要求以当地煤电容量电价为基础，根据其顶峰支撑能力按比例折算，折算比例与连续放电小时数和系统最长净负荷高峰持续时段直接挂钩，真实反映独立储能对电力系统顶峰保障的实际贡献。

在构建新型电力系统的进程中，煤电、气电、抽水蓄能与新型储能同为关键的灵活性调节资源，无论是已相对成熟的煤电和抽蓄，还是快速发展的气电与新型储能，各自的容量电价机制探索共同指向一个核心目标：通过价格信号激励并保障各类调节资源的可靠供应，从而协同筑牢电力系统安全稳定运行的基石，为高比例可再生能源的平稳消纳与新型电力系统的转型贡献不可或缺的支撑力量。