政策发布 - 国家发展改革委与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》[1] - 政策目标为推进能源价格改革、建设新型能源体系、引导调节性电源有序建设、保障电力系统安全稳定运行及助力能源绿色低碳转型[1] 机制完善内容 - 分类完善煤电、气电、抽水蓄能、新型储能的容量电价机制[1] - 各地结合实际提高煤电容量电价标准，并可参照煤电建立气电容量电价机制[1] - 对近年新开工的抽水蓄能电站，按照弥补平均成本的原则制定当地统一的容量电价[1] - 建立电网侧独立新型储能容量电价机制，结合放电时长和顶峰贡献等因素确定容量电价标准[1] 市场与补偿机制 - 各地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[1] - 对各类机组根据可提供的顶峰能力按统一原则进行补偿[1] - 结合电力市场建设和电价市场化改革等情况逐步扩展补偿范围，公平反映不同机组对电力系统的顶峰贡献[1] 实施要求 - 要求各地周密组织实施，做好政策解读，引导企业加强经营管理，促进行业健康发展[2] - 要求加快建立健全电力市场体系，推动调节性电源公平参与市场，促进其调节作用充分发挥，助力新型电力系统建设[2]

政策核心内容 - 国家发展改革委与国家能源局发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》旨在深化能源领域改革 [1] - 政策核心是分类完善煤电、气电、抽水蓄能及新型储能的容量电价机制 [1] 各类电源容量电价机制 - 各地可结合实际提高煤电容量电价标准 [2] - 各地可参照煤电机制建立气电容量电价机制 [2] - 对近年新开工的抽水蓄能电站按照弥补平均成本的原则制定当地统一的容量电价 [2] - 建立电网侧独立新型储能容量电价机制其标准将结合放电时长和顶峰时贡献等因素确定 [2] 政策背景与目的 - 风电、光伏等新能源比例提高但其发电具有间歇性与不可控性 [2] - 煤电、气电、抽水蓄能、新型储能等调节电源是保障电力系统稳定的稳定器与安全阀 [2] - 容量电价本质是为电力系统支付的安全保障费用用于补偿调节电源的备用价值 [2] - 政策旨在调动企业投资建设调节电源的积极性以保障电力供应安全并满足用户需求 [2] - 政策有利于推动新能源高质量发展并促进经济社会绿色低碳转型 [2]

政策核心 - 国家发改委与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》，旨在通过分类完善煤电、气电、抽水蓄能及新型储能的容量电价机制，引导调节性电源建设，保障电力系统安全稳定运行，并助力能源绿色低碳转型 [1] 政策出台背景与目的 - 新能源已成为第一大装机电源类型，但其随机性与波动性要求配套建设调节性电源（如煤电、气电、抽水蓄能、新型储能）以保障供电稳定 [2] - 现行容量电价机制面临新问题：部分地区煤电发电小时数快速下降导致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；各地气电与新型储能机制原则不统一，不利于公平竞争 [3] - 完善机制旨在适应新型电力系统建设要求，分类完善各类电源容量电价，并适时建立可靠容量补偿机制，以更好保障系统安全与促进能源转型 [3] 各类电源容量电价机制完善要点 - **煤电与气电**：各地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%，即每年每千瓦165元；气电容量电价机制可参照煤电方法建立 [4] - **抽水蓄能**：对2021年633号文件出台前开工的电站，维持现行价格机制；对之后开工的电站，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 [4] - **电网侧独立新型储能**：各地可根据当地煤电容量电价标准，结合放电时长和顶峰贡献等因素，建立容量电价机制 [4] 可靠容量补偿机制 - 可靠容量是衡量机组在顶峰时段持续稳定供电能力的“标尺”，不同类型机组顶峰能力不同 [5] - 在电力现货市场连续运行后，将适时建立可靠容量补偿机制，根据可靠容量这一统一“标尺”公平补偿，不再区分机组类型，以促进不同技术公平竞争，此为成熟电力市场通行做法 [5] 电力市场交易与价格机制优化 - **推动公平入市**：加快实现抽水蓄能、新型储能公平参与电力市场，特别是633号文件后开工的抽水蓄能电站应自主参与市场，以充分发挥调节作用 [7] - **优化煤电交易价格下限**：容量电价提高后，煤电通过电能量市场回收的成本下降，因此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，而是根据市场供需和机组变动成本等情况合理确定 [7] - **鼓励灵活价格机制**：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，可要求年度合同中约定一定比例电量实行与现货价格等挂钩的灵活价格 [7] 对终端用户的影响 - 政策对居民和农业用户电价水平没有影响，仍执行现行目录销售电价政策 [8] - 对工商业用户而言，调节性电源通过电能量市场回收的成本下降与通过容量电价回收的成本上升形成对冲，因此购电成本影响不大，同时有利于保障用电需求与构建新型电力系统 [8] 政策的积极作用 - 有利于增强电力安全保供能力，调动调节性电源建设积极性，提升顶峰出力 [9] - 有利于促进调节性电源作用发挥，更好支撑新能源消纳利用，助力能源绿色低碳转型 [9] - 有利于推动调节性电源健康发展，引导科学合理布局、加强经营管理、降本增效并促进技术创新，高效建设新型电力系统 [9]

政策核心内容与目标 - 国家发展改革委与国家能源局于2026年1月联合发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，旨在通过分类完善容量电价机制、优化市场交易，以保障电力系统安全稳定运行，并助力能源绿色低碳转型 [4][15] - 政策核心是适应新型电力系统建设需要，通过给予调节性电源（如煤电、气电、抽水蓄能、新型储能）“保底工资”（容量电价），引导其合理建设，在新能源出力不足时顶峰保供，在新能源充足时为新能源让路，从而促进新能源消纳 [5][13] - 随着新能源成为第一大装机电源，其随机性与波动性对系统调节能力提出更高要求，现行机制存在保障力度不足、成本约束不够、各地原则不统一等问题，因此需进行系统性完善 [5][6] 分类容量电价机制完善要点 - **煤电与天然气发电**：明确将煤电机组通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于**50%**，即每年每千瓦**165元** 各地可结合实际情况进一步提高 气电容量电价机制可参照煤电方法建立 [7][17][18] - **抽水蓄能**：实行新旧项目区别对待 对于2021年633号文件出台**后**开工的电站，实行“一省一价”，由省级价格主管部门按经营期内弥补平均成本的原则制定统一容量电价，同时电站需**自主参与电力市场**，市场收益由电站与用户分享 633号文件出台**前**开工的电站维持现行政府定价机制 [7][18] - **电网侧独立新型储能**：首次在国家层面明确可建立容量电价机制 容量电价水平以当地煤电容量电价标准为基础，根据满功率连续放电时长与全年最长净负荷高峰持续时长的比例进行折算（最高不超过1），并结合电力市场建设等因素确定 实行清单制管理 [4][8][19] 电力市场交易与价格机制优化 - **推动调节性电源公平入市**：要求加快实现抽水蓄能、新型储能公平参与电力市场，特别是633号文件后开工的抽水蓄能电站应自主参与市场，以充分发挥调节作用 [10] - **优化煤电中长期交易价格下限**：容量电价提高后，煤电通过电能量市场回收的成本下降，因此各地可适当调整省内煤电中长期交易价格下限，不再统一执行基准价下浮**20%** 的下限，而根据市场供需、机组变动成本等情况合理确定 [10][22] - **鼓励灵活价格机制**：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条款，各地不得强制签订固定价，并可要求年度合同中约定一定比例电量实行与现货价格等挂钩的灵活价格 [11][22] 可靠容量补偿机制的建立 - **定义与目标**：可靠容量指机组在系统顶峰时段能持续稳定供电的容量，是衡量顶峰能力的统一“标尺” 政策提出在电力现货市场连续运行后，适时建立可靠容量补偿机制，根据可靠容量对各类机组进行统一补偿，不再区分机组类型，以促进公平竞争 [9][16][20] - **补偿范围与衔接**：补偿范围可包括自主参与市场的煤电、气电和符合条件的电网侧独立新型储能等，并逐步扩展至抽水蓄能等其他机组 可靠容量补偿机制建立后，相关机组将**不再执行原有容量电价** [20][21] 对终端用户与行业的影响 - **对终端用户电价影响有限**：政策明确对居民、农业用户电价水平没有影响，仍执行现行目录销售电价 对工商业用户，调节性电源成本回收结构“一升一降”形成对冲，购电成本影响不大 同时，政策有利于保障用电需求 [12] - **促进行业健康发展**：政策有利于增强电力保供能力，调动调节性电源建设积极性 有利于促进调节性电源作用发挥，更好支撑新能源消纳 有利于引导企业科学合理布局、加强经营管理与降本增效，推动技术创新 [13]

文章核心观点 - 国家发改委新出台的发电侧容量电价机制旨在构建全国统一的容量电价体系 为煤电、气电、抽水蓄能及新型储能等调节电源提供稳定的收益补偿渠道 以解决其因市场化收益不足而发展受限的问题 从而保障新型电力系统的安全稳定运行 支持新能源大规模发展和“双碳”目标实现 [2][4][13] 政策出台背景与必要性 - 截至2025年底 中国电源总装机达38亿千瓦 其中新能源装机18亿千瓦 占比47.4% 青海、宁夏、甘肃等8个省（区）新能源装机占比已超50% 系统平衡调节矛盾突出 [3] - “十五五”期间 预计中国新能源年新增装机仍将维持在2亿千瓦以上 对调节电源的需求更为迫切 [3] - 调节电源仅靠辅助服务市场和现货市场收益难以生存 而此前全国缺乏统一机制 各省政策差异大 导致调节电源发展速度跟不上风光电源 带来保供安全隐患 [4] 新政策的核心机制与阶段划分 - 新政策标志着中国发电侧容量电价发展进入第二阶段 即“可靠容量补偿机制”阶段 未来第三阶段将是容量市场 [5] - 政策对煤电、气电、抽水蓄能和新型储能四类调节电源的容量电价机制进行了差异化安排 [6] 各类调节电源的具体政策安排 - **新型储能**：首次在国家层面建立全国统一的容量电价补偿标准 按照顶峰能力给予补偿 补偿标准以当地煤电容量电价为基础按比例折算 折算比例与连续放电小时数和系统最长净负荷高峰持续时段挂钩 [6][8] - **抽水蓄能**：对633号文出台前后的项目作出差异化安排 新开工项目由省级政府按3-5年平均成本核定容量电价 并允许其自主参与电能量和辅助服务市场 [9] - **煤电**：在原有1501号文基础上 要求各地提升煤电容量电价回收固定成本比例至超过50% 以缓解其经营压力 [6] - **气电**：完全放权给省级能源和价格主管部门来确定容量电价 [6] 新型储能的受益与前景 - 新型储能是本次容量机制完善的最大受益主体 其政策地位得到显著提升 [7] - 新型储能装机规模从2021年的400万千瓦快速增长至2025年12月的1.4亿千瓦 已成为全国第一大储能电源 [7] - 以甘肃为例 在容量电价政策支持下 4小时充电时长的储能可获得165元/千瓦/年的固定容量电费 结合市场收益已可实现商业运行 [8] - 目前10万千瓦/4小时新型储能电站单位千瓦投资约2800元 随着技术进步和成本下降 其优势将进一步显现 [8] 抽水蓄能的过渡安排与盈利预期 - 政策为抽水蓄能提供了明确的过渡安排 以稳定其长期盈利能力预期 避免因定价机制突变导致项目难以为继 [10] - 633号文核准的抽水蓄能容量电价需求多在600元/千瓦·年左右 预计新建抽蓄实际可获得容量电价完全能达到600元/千瓦·年以上 [10] - 政策考虑新型储能所需容量电价仅为抽水蓄能的1/3左右 因此保留抽蓄单独定价以保障建设连续性 [10] 配套政策与落地保障 - **确定储能充放电价**：统一规定储能在充电时按单一制用户缴纳输配电价 放电时按放电量退还输配电费 充放电价格按现货市场实时价格执行 [11] - **明确区域共用抽蓄费用分摊**：区域共用抽蓄的容量费用按容量分配比例在各省（区）分摊 解决了长期存在的分摊难题 [11] - **权责同步下沉至省级政府**：省级政府拥有项目核准权和容量电价制定权 同时也需承担由此带来的用电成本上涨压力 需统筹投资与成本关系 [12]

文章核心观点 国家发改委与国家能源局联合发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，旨在通过分类完善煤电、天然气发电、抽水蓄能及新型储能的容量电价机制，并规划在电力现货市场连续运行后建立发电侧可靠容量补偿机制，以引导调节性电源建设、保障电力系统安全稳定运行，并助力能源绿色转型和新型电力系统建设 [1][2][3] 分类完善容量电价机制 - **完善煤电及天然气发电容量电价机制**：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%，并可结合实际情况进一步提高 省级价格主管部门可对天然气发电建立容量电价机制，按回收一定比例固定成本的方式确定 [4] - **完善抽水蓄能容量电价机制**：对于2021年633号文件出台前开工的电站，容量电价继续实行政府定价 对于该文件出台后开工的电站，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统一的容量电价，并允许电站自主参与电能量、辅助服务等市场，市场收益按比例由电站分享 [4][5][6] - **建立电网侧独立新型储能容量电价机制**：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，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 [6] 有序建立发电侧可靠容量补偿机制 - **可靠容量补偿机制的总体要求**：电力现货市场连续运行后，省级价格主管部门应适时建立可靠容量补偿机制，对机组的可靠容量按统一原则进行补偿 补偿标准以弥补市场边际机组在电能量和辅助服务市场不能回收的固定成本为基础确定 新能源装机占比高、可靠容量需求大的地区应加快建立 [7] - **合理确定补偿范围**：补偿范围可包括自主参与市场的煤电、气电和符合条件的电网侧独立新型储能等，并逐步扩展至抽水蓄能等其他具备可靠容量的机组 对获得其他保障的容量不重复补偿，政府定价的机组不予补偿 [7] - **做好与容量电价政策的衔接**：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 对本通知出台后开工建设的抽水蓄能电站，可统一执行可靠容量补偿机制并参与市场，市场收益全部由电站获得 鼓励633号文件后开工的抽水蓄能电站自主选择执行该机制 [8] 完善相关配套政策 - **完善电力市场交易和价格机制**：煤电容量电价机制完善后，各地可适当调整省内煤电中长期市场交易价格下限，并适当放宽煤电中长期合同签约比例要求 鼓励在中长期合同中签订灵活价格机制，不得强制要求签订固定价，可根据情况要求年度合同中约定一定比例电量实行反映实时供需的灵活价格 [9] - **完善电费结算政策**：调节性电源的容量电费、可靠容量补偿费用纳入当地系统运行费用 现货市场连续运行地区，抽水蓄能和新型储能的充放电价按市场规则或现货实时价格执行 未连续运行地区，抽水（充电）价格执行电网代理工商业用户购电价格 抽水蓄能和新型储能在充电时视作用户，需缴纳相关费用，放电电量相应退减输配电费 [10] - **明确区域共用抽水蓄能容量电费分摊方式**：区域共用抽水蓄能电站的容量电费分摊比例根据容量分配比例确定，鼓励通过市场化方式优化 对于比例已明确的按明确比例执行，未明确的由相关省份主管部门协商确定并在项目核准文件中明确 [10] 做好组织实施 - **加强工作协同**：省级价格主管部门需会同相关部门完善政策并适时建立可靠容量补偿机制，做好政策解读 省级能源主管部门需科学测算当地电力系统可靠容量需求 各地需加快建立健全电力市场体系，促进调节性电源公平参与各类市场 电网企业需配合数据测算、签订协议并做好收益结算等工作 [11] - **建立电价承受能力评估制度**：省级价格主管部门需会同能源主管部门建立用户经济承受能力评估制度，评估结果作为确定可靠容量补偿标准、制定相关规划及核准项目的重要依据 对可靠容量充裕或用户承受能力弱的地区，要从严控制新增调节性电源项目 未开展评估的项目不得纳入规划及核准，不得给予容量电费或补偿 [11] - **加强容量电费考核**：需结合对各类机组的管理要求完善容量电费考核办法，分类进行考核，引导机组提升运行水平和顶峰出力能力 可靠容量补偿机制建立后需进一步从严考核 对未达考核要求的机组，应扣减其容量电费或可靠容量补偿费用 [12]

文 | 国家发展和改革委员会 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》。 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。电网侧独立新型储能电站实行清单制管理，管理要求由国家能源局根据电 力供需形势分析及保供举措等另行明确，项目具体清单由省级能源主管部门会同价格主管部门制定。 国家发展改革委 国家能源局关于完善发电侧容量电价机制的通知 发改价格〔2026〕114号 各省、自治区、直辖市及新疆生产建设兵团发展改革委、能源局，天津市工业和信息化局、辽宁省工业和信息化厅、重庆市经济和信息化委员 会、甘肃省工业和信息化厅、北京市城市管理委员会，国家能源局各派出机构，国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、内蒙古电力 （集团）有限责任公司、中国核工业集团有限公司、中国华能集团有限公司、中国大唐集团有限公 ...

行业投资评级 - 行业评级为增持 [4] 报告核心观点 - 宁夏上调现货电上限进一步说明调节电源短缺的情况继续发酵，调节电源应被看好 [2][4] - 缺调峰机组，北方电厂行业估值应上涨 [4] 政策动态与市场影响 - 宁夏将电力现货电上限从0.56元/度上调至0.8元/度，下限设为0.04元/度 [4] - 宁夏发布容量电价机制征求意见稿：2026年1月起容量电价为165元/千瓦·年，由全区工商业用户及外送发电企业按比例分摊 [4] - 电网侧新型储能的有效容量根据满功率放电时长/6×额定功率并扣除厂用电后确定 [4] 地方机制电价与政策比较 - 宁夏增量新能源机制电价首次模拟结果为0.2197元/度，低于山东光伏的0.225元/度，涉及13家新能源发电企业，机制电量规模43亿度 [4] - 广东“136号文”对光伏机制电量进行限制：2025年起新增并网的110千伏及以上集中式光伏机制电量比例上限为50%，其他为70%，机制电价为燃煤基准0.453元/度 [4] - 广东增量市场光伏竞价范围为0.20~0.40元/度，执行期限为12年 [4] 行业发电数据 - 国家统计局数据显示，8月发电量9363亿度，同比增长1.6%（7月为3.1%），日均302亿度 [4] - 8月火电、水电、核电、风电、光伏发电量同比变化分别为+1.7%、-10.1%、+5.9%、+20.2%、+15.9% [4] - 1-8月规模以上工业发电量64193亿度，同比增长1.5%，日均发电量同比增长1.9% [4]

报告行业投资评级 未提及 报告的核心观点 - 工业硅近期因供给端潜在扰动盘面再度走强 预计短期硅价或维持高位整理 但需警惕后续硅价冲高回落 持续关注产业政策变动及硅企生产动态 [1] - 多晶硅供给端扰动仍有反复 价格高位整理 短期现货继续抬涨压力较大 或将对盘面形成一定压制 后续持续关注产业政策落地及宏观情绪演变 [1] 根据相关目录分别进行总结 价格数据 - 工业硅方面 不通氧553（华东）平均价格9000元/吨 变动0.00% 期货主力合约收盘价8800元/吨 涨幅0.63% 基差200元/吨 较前一日减少55元 [1] - 多晶硅方面 N型多晶硅料50.05元/千克 变动0.00% 期货主力合约收盘价53545元/吨 跌幅0.12% 基差 -3495元/吨 较前一日增加65元 [1] - 硅片价格 N型210mm涨3.07%至1.68元/片 N型210R涨3.62%至1.43元/片 N型183mm涨3.91%至1.33元/片 [1] - 电池片价格 单晶PERC电池片M10 - 182mm为0.27元/瓦 变动0.00% [1] - 组件价格 单晶PERC组件单面 - 182mm为0.70元/瓦 变动0.00% 单面 - 210mm为0.72元/瓦 变动0.00% 双面 - 182mm为0.73元/瓦 变动0.00% 双面 - 210mm为0.71元/瓦 变动0.00% [1] - 有机硅价格 DMC为10800元/吨 涨幅0.93% 107胶为11250元/吨 变动0.00% 硅油为13000元/吨 变动0.00% [1] 行业资讯 - 9月11日 电建新能主板IPO申请已受理 公司计划募集资金90亿元 带动484.81亿元的风光电项目总投资 预计新增装机规模846万千瓦 [1] - 9月12日 宁夏发改委就《建立发电侧容量电价机制的通知（征求意见稿）》征求意见 实施范围暂包括合规在运的公用煤电机组、电网侧新型储能 煤电机组、电网侧新型储能容量电价标准2025年10 - 12月按100元/千瓦·年执行 2026年1月起按165元/千瓦·年执行 [1] 基本面分析 - 工业硅供给端 随着硅价上行 新疆部分前期检修硅厂复产 西南产区进入丰水期 电力成本下移 企业开工稳步回升 供给稳中有增 需求端 多晶硅企业维持减产 部分硅料厂复产带来需求增量 有机硅某大厂事故停车整改后市场供应压力回升 价格或承压 硅铝合金企业按需采买 下游囤货意愿不足 [1] - 多晶硅供给端 硅料企业维持减产 部分硅料厂或有新增产能投放 预计7月产量逼近11万吨 8月环比增至13万吨左右 需求端 8月底前市场交易量增加 库存下降 涨价从硅料端向下游传导 但终端需求压力大 组件受成本及需求双向挤压 涨价阻力大 [1] 投资策略 - 工业硅区间操作 买入虚值看跌期权 套利策略可择机参与2511、2512反套 [1] - 多晶硅在供给端改革政策落地前可逢回调轻仓试多 [1]

政策背景与目标 - 宁夏发改委发布《建立发电侧容量电价机制的通知（征求意见稿）》 旨在建立健全调节性资源价格机制 支撑新型能源体系和新型电力系统建设 促进能源绿色低碳转型 [7][8][9] 实施范围 - 容量电价机制暂覆盖合规在运的公用煤电机组和电网侧新型储能 不含直流配套电源 [2][10] - 煤电机组排除燃煤自备电厂、不符合国家规划的机组及不满足能耗环保要求的机组 [10] - 新型储能包括锂离子电池、压缩空气、液流电池、飞轮等技术 不含抽水蓄能 [10] - 执行清单由国网宁夏电力公司动态调整并报送审核 [2][10] 容量电费计算方式 - 容量电费由有效容量、容量电价标准和容量供需系数三者乘积确定 [3][11] - 煤电机组有效容量按铭牌容量扣除厂用电计算 新型储能有效容量按满功率放电时长/6×额定功率并扣除厂用电计算 [3][11] - 总有效容量包含煤电、新型储能、风电、光伏等调节资源之和 [3][11] - 容量电价标准2025年10-12月按100元/千瓦·年执行 2026年1月起上调至165元/千瓦·年 [3][11] - 容量供需系数按容量需求与总有效容量的比值计算 上限为1 [4][11] 容量电费分摊机制 - 容量电费由区内全体工商业用户月度用电量和发电企业月度外送电量（不含直流配套煤电）按比例分摊 [4][13] - 工商业用户分摊部分纳入系统运行费用 单设"发电侧容量电费"科目并由电网公司按月发布清算 [13] - 外送电量分摊部分由电力交易中心结算并在发电企业电费中单列 [13] 考核机制 - 煤电机组无法按调度指令提供95%以上有效容量时：月内发生两次扣减10%容量电费 三次扣减50% 四次及以上扣减100% [14] - 自然年内累计三个月全额扣减容量电费 取消未来一年获取资格 [14] - 新型储能月内发生三次非停扣减当月容量电费 全年三个月发生非停取消未来一年资格 [14] 执行时间与调整 - 通知计划于2025年10月1日起执行 同步废止宁发改价格（管理）〔2023〕879号文件 [15] - 政策遇国家调整时按国家规定执行 [15]