一、什么是容量电价？

1. 核心目的
    
   • 解决电源 “固定成本回收难题”：尤其针对煤电、抽水蓄能等固定成本占比高的电源，避免因新能源替代导致发电量下降（如煤电利用小时数降低）而无法覆盖折旧、财务等刚性成本的问题。
   • 保障电力系统可靠性：通过稳定的容量补偿，激励电源在用电高峰（如夏季、冬季用电尖峰）时段持续供电，弥补新能源（风电、光伏）出力波动的缺口。
    

2. 计算与定价逻辑

   不同类型电源的容量电价设定方式不同，具体依据政策分类明确：

   • 煤电：以全国统一固定成本标准（每年每千瓦 330 元）为基础，按固定成本回收比例确定（2026 年起各地不低于 50%），例如某省煤电容量电价 = 330 元 / 千瓦・年 ×50%=165 元 / 千瓦・年。
   • 电网侧独立新型储能：以当地煤电容量电价为基准，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，最高不超过 1），例如某地煤电容量电价 165 元 / 千瓦・年，储能满功率放电 4 小时、高峰持续时长 8 小时，则储能容量电价 = 165×(4/8)=82.5 元 / 千瓦・年。
   • 抽水蓄能：分 “开工时间” 差异化定价 ——2021 年 633 号文前开工项目实行政府定价，后开工项目按 “每 3-5 年核定统一容量电价”，并允许参与电能量、辅助服务市场分享收益。
   • 天然气发电：由省级价格主管部门按 “回收一定比例固定成本” 原则自主建立容量电价机制。
    

3. 与电量电价的区别

   电量电价反映发电的 “变动成本”（如燃煤、燃气成本），通过电能量市场（中长期、现货）市场化形成，与发电量挂钩；容量电价反映 “固定成本”，与机组可用容量（或顶峰能力）挂钩，即便机组发电量少，也能通过容量电价获得稳定收入（类似 “底薪 + 提成” 中的 “底薪”）。

    

二、《完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114 号）对电力市场的影响

1. 推动调节性电源 “健康发展 + 功能转型”，夯实系统调节能力

• 煤电：从 “电量主体” 转向 “调节兜底”煤电固定成本回收比例从 2024-2025 年的 30%（部分地区 50%）提至不低于 50% ，且可结合当地情况进一步提高，保障煤电在 “发电量下降、利用小时数降低”（2025 年已有 13 省煤电利用小时低于 4000）的背景下仍能回收固定成本，激励煤电主动提升顶峰响应能力（如南方电网 2025 年迎峰度夏煤电顶峰响应率达 99.2%），从 “发电为主” 转向 “调峰、备用” 的调节性电源。
• 抽水蓄能：加速 “市场化转型”2021 年 633 号文后开工的抽水蓄能电站，不再完全依赖政府定价，而是通过 “统一容量电价 + 市场收益分享” 模式运行：自主参与电能量、辅助服务市场，市场收益按比例由电站分享（其余冲减系统费用、惠及用户），推动抽水蓄能从 “政策依赖型” 转向 “市场参与型”，充分发挥其 “削峰填谷” 的核心价值。
• 新型储能：明确 “电网侧独立储能” 的市场地位首次为 “服务电力系统安全、未参与配储的电网侧独立新型储能” 建立容量电价机制，通过 “煤电标准折算 + 清单制管理” 明确其顶峰价值（如满功率放电时长越长，容量电价越高），解决新型储能 “投资回收难、调节价值未体现” 的问题，推动其规模化接入电力系统。

2. 衔接电力现货市场，完善 “电量 + 容量” 双市场机制

• 建立 “可靠容量补偿机制”，填补现货市场空白电力现货市场连续运行后，省级层面将按 “统一原则” 对机组 “顶峰时段持续供电能力”（即可靠容量）进行补偿，补偿标准以 “市场边际机组无法回收的固定成本” 为基础，兼顾供需、用户承受能力。这一机制解决了现货市场 “仅反映短期边际成本、无法覆盖长期固定成本” 的缺陷，尤其针对新能源占比高的地区（如甘肃、辽宁），可通过可靠容量补偿吸引调节性电源，缓解 “新能源出力波动导致的供电缺口”。
• 推动 “容量市场” 试点，市场化形成容量电价具备条件的地区可结合现货市场建设，通过 “容量市场”（如拍卖、竞价）形成容量电价，替代当前行政定价的容量电价机制，进一步提升容量定价的市场化程度，实现 “谁提供可靠容量、谁获得补偿” 的公平竞争格局。

3. 优化电力中长期交易机制，提升市场灵活性

• 放宽煤电中长期合同约束各地可根据 “市场供需、机组变动成本” 调整煤电中长期交易价格下限（不再统一执行 “基准价下浮 20%”），同时放宽中长期合同签约比例要求，避免 “强制高比例签约” 导致的市场僵化。
• 鼓励 “灵活价格机制”，减少固定价依赖明确 “不得强制要求签订固定价合同”，允许供需双方在年度中长期合同中约定 “一定比例电量挂钩现货价格或市场供需”（如随燃料成本、负荷高峰波动调整），提升中长期合同对市场变化的响应能力，减少 “现货与中长期价格脱节” 的问题。

4. 平衡用户成本，保障市场公平性

• 居民、农业用户：电价不受影响居民、农业用户仍执行现行目录销售电价，不承担容量电费或可靠容量补偿费用，保障民生用电成本稳定。
• 工商业用户：“一升一降” 对冲成本工商业用户需承担的 “容量电费”（纳入系统运行费用）上升，但 “电能量市场成本” 下降（因煤电等电源通过容量电价回收固定成本后，需通过电能量市场回收的成本减少），两者形成 “对冲”，总体购电成本影响不大。同时，抽水蓄能、新型储能的市场收益部分冲减系统费用，进一步降低工商业用户间接负担。

5. 明确区域协同规则，解决跨区域资源配置难题

• 已明确容量分配比例的，按比例分摊；
• 未明确但已核准的项目，由所在地省级能源、价格主管部门组织参与省份协商确定；
• 新建未核准项目，需在核准文件中明确分摊比例，鼓励通过市场化方式（如协商、竞价）优化分摊方案，避免 “跨区域调峰但成本分摊不均” 的争议，推动跨省份电力资源协同配置。

总结