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　　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，以下简称文件），这是继2023年建立煤电容量电价机制后，国家层面针对发电侧电价结构性改革的又一重大举措。煤电容量电价是对煤电机组“兜底调节”功能的经济性认定。机制实施两年来，在稳定行业经营、提升保供能力、加速煤电转型、支撑新能源消纳及优化电价结构方面发挥了积极作用。此次机制的“升级”与对覆盖电源类型的“扩围”，既是煤电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；既是保障我国电力供应安全的主要抓手，更是实现我国能源转型的重要路径。

　　2023年11月10日，国家发改委、国家能源局印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号，简称1501号文），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，全国统一标准为每年每千瓦330元，其主要思想已经有了以煤电试点，购买电力系统可靠容量的考虑，与历史上抽蓄等采用容量电价回收全部成本的思维方式出现了较大不同。2024-2025年间，我国多数省份执行了30%容量电价标准，即每年每千瓦100元；部分转型较快的地区，例如河南、湖南、重庆、四川、云南、青海、广西7省（市、区）执行每年每千瓦165元的标准。同时，还明确提出“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%。”

　　机制实施两年以来，煤电机组累计获得容量电费超1800亿元，从电量收入一部制改为电量+容量两部制，重塑了煤电机组收入结构，引导煤电机组主动减少出力受阻效果明显。据相关部门统计，浙江煤电机组缺陷受阻率从容量电价实施前的2.2%左右，降至2024年的0.85%，降幅达61.36%；非计划停运时长同比下降13.07%。山西煤电纯凝机组受阻率0.45%，供热机组受阻率0.68%，均较2023年同期（纯凝1.2%、供热1.7%）下降超60%；2025年迎峰度夏期间，南方电网煤电机组受阻率创近5年同期最低，较2023年同期下降62.5%，顶峰响应率达99.2%。

　　同时，随着新能源的快速发展，其凭借更低的边际成本优势，势必会促进煤电让渡出更多的电量空间。据统计，在刚刚过去的2025年，全国煤电利用小时低于4000的省份已达13个，其中既有传统新能源富集地区，例如云南、青海，也有河南、山东等新能源发展迅速的地区，特别是广西、青海、辽宁三省（区）煤电利用小时已不足3000，下降明显。可以预见，在迈向“双碳”目标过程中，煤电利用小时将进一步下降，容量成本补偿机制日益成为煤电机组回收成本的主要途径。截止到2026年1月20日，已有28个省/地区将容量补偿标准提升至每年每千瓦165元以上。

　　二是电力市场环境快速变化。2025年，我国电力现货市场建设取得突破，基本实现全覆盖。除京津唐和西藏外，其余地区均已纳入现货市场覆盖范围。包括南方区域在内，全国共形成25个电力现货市场运行地区，覆盖30个省和地区。随着新能源全面进入市场，甘肃、辽宁等新能源占比高的地区，现货市场价格全年触及下限时长超过2000小时，占全年总时长30%左右，黑龙江甚至达到55%以上。新能源入市对电能量市场价格的影响凸显。为增加电力系统弹性，提升新能源的消纳能力，目前已有7个地区将市场出清下限设置为负值，未来预计会有更多地区进一步降低价格下限，以激励各类机组释放更多调节能力。此外，虽然目前仍存在现货价格与中长期价格显著分离的情况，但随着各地现货市场进入连续运行，辽宁、浙江、黑龙江、甘肃、山东等地已出现2026年年度交易价格向现货市场价格靠拢的趋势。

　　三是多元市场主体不断涌现。从2021年煤电率先进入市场，再到2025年新能源全部入市，参与市场主体趋向多元。此次新政首次将电网侧独立新型储能纳入容量补偿范围。文件提出，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）。这一计算方式，不仅与储能本身的最大功率放电时长有关，更是将当地净负荷高峰持续时长纳入考量。这么设计的原因是，在实施发电侧容量补偿机制前，现阶段既然参照煤电容量电价标准，那么就应将储能的顶峰能力与煤电机组尽可能“拉齐”来衡量。需要注意的是，与煤电、气电这类发电资源不同，新型储能、抽水蓄能的顶峰能力仅限于现有系统可靠性标准之下，若系统可靠性标准提高，煤电等传统电源可靠容量基本不变，而储能可靠容量则会明显下降。

　　二是容量补偿标的统一。文件中首次对可靠容量定义进行了明确，即机组在全年系统顶峰时段能够持续稳定供电的容量。可以理解为，无论是煤电、气电等调节性电源，还是风电、光伏等不可调节性电源，亦或是新型储能等具有一定调节能力、但发电时长受限的发电资源，都按照其所能在系统最需要的时候提供的容量进行补偿，而并非其铭牌装机容量。从国外经验来看，一般采用基于概率的可靠性模型来测算不可调节性电源的可靠容量。这种方式可以测算单位新增资源对系统可靠性的边际贡献，同时兼顾风电、光伏等出力的不可预测性。随着电力系统中新能源的增多，美国PJM电力市场也开始将这种测算方式应用于全部发电资源，以应对电力系统的不确定性增高的风险。统一对各类型电源的可靠容量进行补偿，将推动“容量同标补偿”匹配“电量同台竞价”。

　　需要注意的是，建立发电侧可靠容量补偿机制的一个重要前提就是现货市场连续运行。因为无论是确定补偿范围、还是补偿标准，都与电能量市场存在密切关系。只有参与电能量市场的机组，才能纳入可靠容量补偿机制。而补偿标准，则是以市场边际机组无法在电能量和辅助服务市场中回收的固定成本为基础来确定。比如，如果某省燃机已经参与市场，且作为市场长期边际机组，那么该省的补偿标准则可能较低（燃机固定成本一般低于煤电机组），这时一方面需要匹配合理的电能量上限价格，以保障机组能回收成本；另一方面，允许燃机在高峰时刻定价，以激励煤电机组顶峰，同时回收未通过容量补偿机制回收的固定成本。

　　发电侧可靠容量补偿机制的推出，将进一步推动我国建立电力系统可靠性规划机制。文件中提出，“在具备条件的地区，可结合电力市场建设情况适时通过容量市场等方式形成容量电价。”这个“具备条件”，是指需要建立科学的电力系统可靠性评估方法以及制定相应的可靠性标准。可靠性评估方法一般通过概率量化计算并网的全部发电机组在可靠性标准要求下满足电力系统负荷电力和电量需求的能力，即在特定的电源结构、负荷需求、外来/送电、一次能源供应，并考虑电力系统各环节不确定性的情况下，所计算的可靠性指标能否满足可靠性标准。可靠性标准则可以通过电力不足时间期望值（LOLE）、电量不足期望值（EENS）等来表示。如果没有确定的可靠性标准，或未建立可靠性评估方法，那么就无法确定容量市场中的需求曲线，容量市场建设也无法真正建立起来。文件中对此虽着墨不多，却已对下一阶段的研究重点提前作出谋划布局。