中国储能网讯：2026年1月30日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知（发改价格〔2026〕114号）》（简称“通知”）。
《通知》明确提出了从“容量电价”向“可靠容量补偿”机制过渡的路径，并配套完善了中长期交易约束性规则——
“适应新型电力系统和电力市场体系建设需要，更好统筹电力安全稳定供应、能源绿色低碳转型和资源经济高效配置，分类完善煤电、天然气发电、抽水蓄能、新型储能容量电价机制，优化电力市场机制；
电力现货市场连续运行后，有序建立发电侧可靠容量补偿机制，对机组可靠容量根据顶峰能力按统一原则进行补偿，公平反映不同机组对电力系统顶峰贡献。”
在分类完善容量电价机制方面，《通知》明确，建立电网侧独立新型储能容量电价机制。对服务于电力系统安全运行、未参与配储的电网侧独立新型储能电站，各地可给予容量电价。
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。
在有序建立发电侧可靠容量补偿机制方面，《通知》提到，电力现货市场连续运行后，省级价格主管部门会同相关部门适时建立可靠容量补偿机制，对机组可靠容量按统一原则进行补偿。且，当可靠容量补偿机制建立后，相关煤电、气电、电网侧独立新型储能等机组，不再执行原有容量电价。
此外，《通知》还强调，新能源装机占比高、可靠容量需求大的地区，应加快建立可靠容量补偿机制。
截至2025年底，我国电源装机达到38亿千瓦，其中新能源装机达到18亿千瓦，占比47.4%。目前青海、宁夏、甘肃等8个省（区）的新能源装机占比已经超过50%，青海、甘肃、吉林等8个地区的发电量占比已超过30%。
风光电源的蓬勃发展，为我国构建绿色生产生活方式注入了强劲动力，但其固有的间歇性与波动性也给电力系统安全稳定运行带来了严峻考验。为了适应新型电力系统和电力市场体系建设需要，更好统筹电力安全稳定供应，近年来，国家层面针对发电侧电价结构性改革的采取了多次重大举措——
2021年，《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）出台，我国完善了抽水蓄能两部制电价政策；
2023年，《关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号）下发，我国建立了煤电容量电价机制，实现了机制上的破冰，推动煤电加快向基础保障性和系统调节性电源并重转型。
此外，部分省份还结合实际实施了气电两部制电价和新型储能容量电价等机制，在支撑电力供应结构有序转变方面积累了宝贵的制度经验。
其中，在电网侧新型储能方面，我国正处于从地方探索多样化“容量补偿”向全国范围建立统一、规范的“容量电价”机制过渡的关键阶段。截至目前，全国已经有包括湖北、甘肃、宁夏等9省公布了电网侧独立储能容量补偿政策及价格标准。
本次《通知》的发布，是国家针对发电侧电价结构性改革的又一重大举措，标志着我国电价改革已基本构建起体现多元价值的制度框架，既是此前煤电、抽蓄容量电价政策的延续，更是向构建更加市场化、更加科学、更加统一的发电侧容量电价机制迈出的坚实一步。尤为重要的是，《通知》首次明确建立电网侧独立储能容量电价机制，这将为新型储能产业的高质量发展注入澎湃动力！
随着市场化进程不断深入，电力改革将迈入机制完善与规则细化的新阶段，有望在稳定行业经营、提升保供能力、加速煤电转型、保障新能源消纳、支撑能源安全与转型、优化电价机制等方面发挥更加全面、系统的积极作用。
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