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【独立储能定价首次写进国家制度，容量电价机制升级】
近日，国家发展改革委、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》。
《通知》旨在适应新型电力系统和电力市场体系建设需要，通过分类完善煤电、天然气发电、抽水蓄能、新型储能等调节性电源的容量电价机制，并有序建立发电侧可靠容量补偿机制，以引导调节性电源平稳有序建设，保障电力系统安全稳定运行。
过去很多容量补偿是简单按规模补偿，这次政策更加精细化容量补偿机制，强调按“可靠容量（顶峰贡献力）”+成本回收需求来补偿，有利于体现保供价值。
比如，燃气机组在高峰时段出力更有价值，也可以获得更合理补偿。新型储能也是首次在国家政策层面明确独立储能容量电价机制，这对储能行业意义重大，让储能真正参与保供定价，依据放电能力、持续时长与顶峰贡献确定补偿，有助于提升储能投资回报预期。
《通知》针对不同类型调节性电源的特点，提出了差异化的完善路径。
关于煤电与天然气发电，文件明确要求各地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%，并鼓励结合实际进一步提高。同时，允许省级价格主管部门对天然气发电建立容量电价机制。
关于抽水蓄能，文件提出实行新老划断、分类管理。对2021年《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》出台前开工的电站，延续现行政府定价机制；该文件出台后开工的电站，将实行“省一价”的容量电价机制，由省级价格主管部门定期核定统一容量电价，并鼓励电站自主参与电力市场，分享市场收益。
关于电网侧独立新型储能，这是首次在国家层面明确，各地可对服务于系统安全、未参与配储的电网侧独立新型储能电站给予容量电价。电价水平以当地煤电容量电价为基准，根据其顶峰能力进行折算确定。
《通知》提出，在电力现货市场连续运行后，各地应适时建立发电侧可靠容量补偿机制。
该机制以“可靠容量”（即机组在系统顶峰时段能够持续稳定供电的能力）作为统一“标尺”，对符合条件的各类机组按统一原则进行补偿，不再区分技术类型单独制定容量电价。
这有助于公平反映不同机组对电力系统的顶峰贡献，促进不同技术路线公平竞争和行业高质量发展，是成熟电力市场的通行做法。可靠容量补偿机制建立后，相关机组将不再执行原有的分类容量电价。
国家发展改革委、国家能源局有关负责人在接受采访时表示，容量电价机制与电力市场交易、价格机制密切相关。
《通知》在完善容量电价机制的同时，对电力市场交易和价格机制也作了相应优化完善。
一是推动抽水蓄能、新型储能公平参与电力市场。针对部分地区抽水蓄能和新型储能尚未公平参与电力市场、不利于形成真实价格信号、难以充分发挥调节作用的情况，《通知》提出，加快实现抽水蓄能、新型储能公平入市，特别是633号文件出台后开工建设的抽水蓄能电站应自主参与电力市场，促进调节作用充分发挥。
二是优化煤电中长期市场交易价格下限。考虑到容量电价提高后，煤电需通过电能量市场回收的成本下降，《通知》明确，各地可适当调整省内煤电中长期市场交易价格下限，不再统一执行基准价下浮20%的下限，而是由各地根据电力市场供需、参与市场的所有机组变动成本等情况合理确定下限，促进各类机组公平竞争。
三是鼓励供需双方签订灵活价格机制。为适应交易需要、更好反映供需状况，《通知》明确，鼓励供需双方在中长期合同中签订随市场供需、发电成本变化的灵活价格机制，各地不得强制要求签订固定价，可要求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，如与现货价格等挂钩。
有关负责人表示，完善发电侧容量电价机制，通过发放“保底工资”的制度性安排，能够有效引导调节性电源在顶峰时发电保供、平时为新能源让路。
此举一是有利于增强电力安全供应保障能力，提升系统顶峰出力；二是有利于促进新能源消纳利用，助力能源绿色低碳转型；三是有利于引导调节性电源科学布局、降本增效，促进技术创新和行业健康发展。
（来源：国家发改委）
政策原文：https://www.ndrc.gov.cn/xxgk/zcfb/tz/202601/t20260130_1403524.html
答记者问：https://news.cctv.com/2026/01/30/ARTIM62FhWbS6Y6R7AU4P2R1260130.shtml
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