政策核心 - 国家发改委、国家能源局于2026年1月30日发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，旨在分类完善煤电、气电、抽水蓄能及新型储能的容量电价机制，并计划在电力现货市场连续运行后，有序建立基于机组顶峰能力的发电侧可靠容量补偿机制 [1] 政策背景与目标 - 中国新能源已成为第一大装机电源，但其随机性和波动性强，需依赖煤电、气电、抽水蓄能和新型储能等调节性电源进行配套 [1] - “十四五”期间已建立煤电、抽水蓄能容量电价机制，部分省份探索了气电和新型储能机制，通过提供“保底工资”保障系统安全运行并促进新能源消纳 [1] - 现行机制面临新问题：部分地区煤电利用小时数快速下降导致现有容量电价保障力度不足；抽水蓄能机制对企业成本约束不足；各地对气电和新型储能的原则不一致 [2] - 政策目标为适应新型电力系统建设要求，完善机制并适时建立可靠容量补偿机制 [2] 新型储能容量电价机制 - 首次从国家制度层面为电网侧独立新型储能建立容量电价机制，将其正式纳入发电侧容量电价体系，这是《通知》的最大亮点 [3][4] - 实施范围：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 [4] - 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），并考虑市场建设进展和系统需求确定 [4] - 此前独立储能主要依赖峰谷套利，盈利偏低制约了其规模化发展 [4] - 新机制预计将储能项目的内部收益率提升至8%-12%的健康区间，形成“容量电价+套利+辅助服务”的多元收益模式 [5] - 行业观点认为，2026年将成为独立新型储能市场化发展元年，完整收益版图（电能量市场、辅助服务市场、容量电价）已成型 [5] - 截至2025年12月底，全国新型储能累计装机规模达144.7 GW，同比增长85%，是“十三五”末的45倍 [5] - 2025年初的“136号文”已明确储能配置不再作为新能源项目核准、并网的前置条件，终结了“强制配储” [5] - 储能角色从过去的配套或备用电源，升级为构建以新能源为主体的新型电力系统中不可或缺的主角，其关键定位将在未来5-10年持续强化 [6] 煤电容量电价机制 - 《通知》要求各地按照2023年1501号文，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%，并可结合当地实际情况进一步提高 [7] - 这意味着煤电容量电价有望在目前基础上提高 [8] - 2023年建立的煤电容量电价机制，将煤电单一制电价调整为两部制电价，固定成本全国统一标准为每年每千瓦330元 [8] - 2024-2025年，多数地方执行30%的固定成本回收比例，对应容量电价约100元/千瓦·年；部分转型较快地区执行50%，对应约165元/千瓦·年 [8] - 容量电价标准的提升有助于提高煤电行业资产回报率，改善现金流，缓解利用小时数下降与固定成本刚性的矛盾 [8] - 同时可推动行业结构优化，加速低效小机组出清，促进灵活性改造，为煤电向灵活性电源转型提供商业模式支撑 [9] - 2025年全国6000千瓦及以上电厂发电设备累计平均利用3119小时，比上年同期减少312小时 [10] - 2025年上半年，煤电发电设备利用小时为2056小时，同比降低147小时 [10] 抽水蓄能容量电价机制 - 对2021年633号文出台前开工建设的电站，维持现行价格机制不变；对之后开工建设的电站，实行“一省一价”，由各地按弥补平均成本原则制定统一容量电价，同时电站自主参与电力市场，收益与用户分享 [10] - 此举预计让抽水蓄能项目内部收益率稳定在6%-8%，大幅覆盖固定成本，提振市场投资信心，促进其与新能源基地配套及与电化学储能形成互补 [10] - 抽水蓄能建设周期长、投资规模大，政策针对不同时期项目作出了差异化、过渡性安排 [11] 可靠容量补偿机制 - 《通知》明确将有序建立发电侧可靠容量补偿机制，并对可靠容量定义、补偿标准、范围等提出具体要求 [11] - 可靠容量指机组在电力系统顶峰时段能够持续稳定供电的容量，是衡量机组顶峰能力的“标尺” [11] - 未来将根据可靠容量这一统一“标尺”公平给予补偿，不再区分机组类型，有利于促进不同技术类型公平竞争，是成熟电力市场的通行做法 [11] - 政策推动电力市场从“电量为王”向“电量+容量”双轨制转型，预计将重塑电力投资格局，显著提升储能、煤电、抽蓄等调节性资产的吸引力 [12] - 促进多元调节资源协同运行，将持续降低系统弃风弃光率，为新能源装机占比超50%的新型电力系统筑牢支撑基础 [12]