政策核心 - 国家发改委与能源局联合发布《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，并有序建立发电侧可靠容量补偿机制 [1] - 政策核心是通过“容量电价”为调节性电源的可用发电能力付费，以保障电力系统安全稳定运行并促进新能源消纳，政策对居民和农业用户电价无影响，对工商业用户购电成本影响不大 [2][3] 煤电容量电价机制 - 明确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%，可结合当地实际情况进一步提高 [1][4] - 用于计算容量电价的煤电机组固定成本全国统一标准为每年每千瓦330元，2024-2025年全国多数省份按30%左右（约每年每千瓦100元）回收，部分省份为50%（每年每千瓦165元），2026年起全国比例提升至不低于50%（即不低于每年每千瓦165元） [4] - 容量电价机制将煤电收入结构从单一电量收入转变为“电量+容量”两部制，是煤电投资回收成本的重要手段，2025年全国煤电利用小时低于4000的省份已达13个 [5] 天然气发电容量电价机制 - 省级价格主管部门可对天然气发电建立容量电价机制，容量电价按照回收天然气发电机组一定比例固定成本的方式确定，鼓励参照煤电方式制定 [4][5] 抽水蓄能容量电价机制 - 截至2025年底，中国抽水蓄能装机规模超过6600万千瓦，连续10年位居世界首位，其中超80%的单站规模为100万千瓦及以上 [6] - 对于633号文件出台后开工建设的电站，由省级价格主管部门每3-5年按经营期内弥补平均成本的原则，制定省级统一的容量电价，满功率发电时长低于6小时的相应折减 [1][6] - 此举创新推出标杆容量电价机制，将倒逼新建机组控制成本，推动集约化发展 [6] 新型储能容量电价机制 - 截至2025年底，中国新型储能装机较2024年底增长84%，已建成投运规模达到1.36亿千瓦/3.51亿千瓦时，较“十三五”末增长超40倍 [7] - 首次从国家制度层面明确对服务于系统安全、未参与配储的电网侧独立新型储能电站可给予容量电价，标志着其正式纳入发电侧容量电价机制 [7][9] - 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） [7] - 该机制为新型储能提供了稳定的“底薪”收益预期，结合电能量市场、辅助服务市场收益，构成了完整收益版图，有助于引导社会资本有序投入和行业规模化发展 [8][9] - 以放电时长折算容量的机制，将激励企业研发长时储能技术，促进其技术发展和成本降低 [8] 行业背景与影响 - 截至2025年底，全国累计发电装机容量38.9亿千瓦，同比增长16.1%，其中风电光伏累计装机达18.4亿千瓦，历史性超过火电 [4] - 新能源成为第一大装机电源，但其随机性、波动性强，需要煤电、气电、抽水蓄能、新型储能等调节性电源加以平衡 [3] - 完善发电侧容量电价机制，有利于加快构建新型电力系统，更好地保障用户用电需求 [2]