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 ...

政策核心内容 - 国家发展改革委与国家能源局联合发布通知，旨在完善发电侧容量电价机制 [1] - 通知要求做好与现有容量电价政策的衔接工作 [1] 机制适用范围与调整 - 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将不再执行原有容量电价 [1] - 省级价格主管部门在市场体系较为健全的基础上，可对本通知出台后开工建设的抽水蓄能电站，统一执行可靠容量补偿机制 [1] 市场参与与收益分配 - 执行可靠容量补偿机制的抽水蓄能电站需参与电能量和辅助服务等市场 [1] - 参与市场后，市场收益将全部由电站获得 [1] - 鼓励633号文件出台后开工建设的抽水蓄能电站自主选择执行可靠容量补偿机制并参与电力市场 [1]

电力市场改革核心进展 - 全国统一电力市场格局初步建成 市场在资源优化配置中作用显著增强[2] - 新能源装机占比突破40% 但发电出力具有间歇性、随机性和波动性特点[3] - 电力现货连续运行地区市场建设指引具有承前启后重大战略意义[2] 高比例新能源消纳与系统安全 - 要求形成反映供需关系和调节成本的分时价格信号 将新能源波动传导至终端用户[3] - 推动虚拟电厂、智能微电网、新型储能等新型主体报量报价参与现货市场[3] - 明确电源+储能可作为联合报价主体 为分布式资源聚合入市指明方向[3] - 首次系统提出可靠容量补偿机制 科学评估各类型机组及新型储能对容量充裕度的实际贡献[4] 多维度协同电力市场体系 - 要求中长期交易分时段组织与D-2连续开市 缩短交易周期[5] - 推动调频、备用等辅助服务与电能量市场联合出清 将系统调节成本升级为全局优化[5] - 搭建零售线上交易平台 提供多种套餐比选途径[6] - 鼓励售用两侧灵活配置零售套餐 创新引入绿电套餐[6] 市场监管与规范化建设 - 通过分析报价一致性、成本偏离度等指标设定触发值 精准管控市场操纵行为[7] - 要求常态化整治地方保护行为 破除省间壁垒[7] - 提出穿透式监管、数字化监管等新型监管方式 提升异常交易识别效率[7] - 强调全流程业务标准化和市场运营机构数据基础设施高标准联通[8] - 统一规范信息披露科目、时间颗粒度、数字格式 并开放数据接口[8] 市场发展前景 - 支撑能源绿色低碳转型 加速双碳目标实现进程[9] - 推动电力市场建设从试点探索迈入规范化、高质量发展关键阶段[9]