文章核心观点 - 2026年1月27日发布的新规标志着中国容量电价机制进入体系化、市场化新阶段 构建了覆盖煤电、燃气发电、抽水蓄能和新型储能的完整调节性电源补偿体系 [5][6] - 中国容量电价机制的演进反映了电力行业战略从解决“投资不足”转向保障“系统可靠” 其核心理念始终是“为可用性付费” 但实现了从项目级合同安排到系统级机制设计的跨越 [8] 容量电价机制的演进历程 - **起源（20世纪80-90年代）**：为吸引外资、解决电力短缺 中国引入“照付不议”合同模式作为容量电价雏形 通过长期购电协议和两部制电价（容量电费+电量电费）为投资者提供稳定现金流预期 典型案例包括1987年投产的深圳沙角B厂及后续的珠海电厂、湄洲湾电厂等项目 [2] - **探索（21世纪初至2010年代）**：容量电价从个别合同转向系统性探索 2004年国家发改委首次明确对抽水蓄能实行两部制电价 山东、江苏、广东等地尝试对燃煤电厂给予临时性“备用费”或“容量补偿” 2015年深化电改意见明确提出探索市场化容量补偿机制 2017年后全国建立的电力辅助服务市场实质是一种运行期间的容量补偿 [3] - **突破（2020年至2023年）**：地方试点与国家顶层设计并行突破 山东推出全国首个省级现货市场下的容量补偿机制 广东、云南、甘肃等省也进行研究或设计 2021年政策明确了抽水蓄能及新型储能的容量电价回收固定成本原则 2023年11月国家层面首次为煤电建立全面统一的容量电价机制 确定2024-2025年补偿固定成本比例为30% 2026年起提升至不低于50% [4] 2026年新规的核心突破 - **补偿范围全面扩展**：首次在国家层面明确建立“电网侧独立新型储能”容量电价机制 并允许省级对天然气发电建立容量电价机制 形成覆盖主要调节性电源的完整体系 [6] - **市场化导向明确**：提出在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 对机组可靠容量根据顶峰能力按统一原则进行补偿 公平反映不同机组对系统的顶峰贡献 不再区分电源类型 为从“政府定价”向“市场定价”过渡铺平道路 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 [6] - **央地职权清晰划分**：国家制定原则和基础标准 地方拥有对气电、新型储能是否建立机制、具体标准以及提高煤电补偿比例的决策权和实施权 实现“全国统一规则”与“地方精准施策”相结合 [7] 新规对电力市场的影响 - 煤电容量电价机制完善后 各地可根据市场供需、机组变动成本等情况 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 [7] - 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 可要求年度中长期合同中约定一定比例电量实行反映实时供需的灵活价格 有助于解决部分电力企业通过中间商实现价格倒挂的问题 [7] 容量电价演进的经济与行业背景 - 随着新能源比例大幅提高 电力系统面临“鸭子曲线”挑战 即可再生能源出力不稳定 需要大量灵活调节资源作为备用 [8] - 传统电源如煤电、气电的角色已从主力电源转向调节性和保障性电源 利用小时数下降 仅靠电量收入难以维持生存 容量电价通过为“可用性”付费 确保这些电源在系统需要时能够顶峰出力 为能源转型提供稳定支撑 [8]