近日，国家发展改革委、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》（发改价格〔2026〕114号，以下简称《通知》），新政覆盖煤电、气电、抽水蓄能、新型储能四大类电源，首次在国家层面确立电网侧独立新型储能的容量价值，为新型电力系统筑牢价格根基。
这份牵动行业全局的新政，藏着哪些核心信号？今天用通俗语言，拆解关键变化，读懂政策影响。
容量电价，本质是给电力系统“备用支撑力量”的“保底工资”——不看实际发电量，只看机组稳定供电容量，保障用电高峰、新能源出力不足时能随时“顶得上”。
当前新能源已成为第一大装机电源，但随机性、波动性强，需依靠调节性电源“兜底保供”。原有机制存在煤电固定成本回收不足、储能和气电电价规则不统一等短板，新政正是为破解这些问题而来。
其核心目标是：统筹电力保供、绿色转型与资源配置，让各类调节性电源“有保障、有约束、有动力”，推动电力市场更公平高效。
《通知》对四大类调节性电源分类施策，精准破解行业痛点，明确各类电源电价规则。
1. 煤电：固定成本回收比例不低于50%，守住保供底线
作为保供“压舱石”，新政明确煤电机组通过容量电价回收固定成本的比例不低于50%（约每年每千瓦165元），可结合当地实际提高。这一调整为煤电企业“定心”，破解新能源替代下煤电利用小时数下降、固定成本难覆盖的难题，保障其稳定保供。
2. 气电：参照煤电机制，补齐调节短板
气电启动快、调峰灵活，是新能源消纳的重要支撑。新政明确，省级价格主管部门可参照煤电机制，为气电建立容量电价机制，按比例回收固定成本。此举解决了此前气电电价规则不统一、投资回报不稳定的问题，推动气电有序发展。
3. 抽水蓄能：新老区分，推动市场化转型
抽水蓄能是成熟的大规模储能方式，新政实行“新老项目区分对待”：2021年633号文******前开工的电站，继续实行政府定价，保障稳定收益；此后开工的电站，实行“一省一价”，每3—5年核定一次，鼓励参与市场交易，分享市场收益。
这一举措兼顾存量稳定与增量增效，推动抽水蓄能从“政府主导”转向“市场主导”，区域共用电站按容量分摊电费。
4. 新型储能：首次明确容量电价，迎来发展突破
新政最大亮点的是，首次在国家层面建立电网侧独立新型储能容量电价机制，标志着储能升级为电力系统“核心资产”。其容量电价以当地煤电标准为基础，按顶峰能力折算（放电时长越长、贡献越大，收益越高），利好长时储能技术。同时实行清单制管理，破解储能“盈利难”痛点，构建多元盈利模式，预计带动2026年新型储能装机突破80GW、产业链投资超500亿元。
关键创新：从“看身份”到“看能力”，建立可靠容量补偿机制
新政重大创新的是，电力现货市场连续运行后，将建立发电侧可靠容量补偿机制，打破“按电源类型定补偿”，转向“按顶峰能力定补偿”。
“可靠容量”即机组顶峰时段稳定供电能力，补偿范围涵盖煤电、气电、新型储能等，不重复补偿政府定价机组，补偿标准结合成本、供需等调整。
这将倒逼各类调节性电源提升顶峰能力，实现“多劳多得、优绩优酬”。
为确保落地，《通知》******配套政策，覆盖四大方面：
优化市场交易：调整煤电中长期交易价格下限，放宽签约比例，鼓励灵活定价；
完善电费结算：容量电费纳入系统运行费用，规范充放电价及输配电费管理；
强化考核监管：建立容量电费考核机制，未开展用户承受能力评估的项目不予补偿；
加强协同推进：明确各级部门及电网企业职责，确保政策平稳落地。
明确答案：居民、农业用电价格无任何影响，仍执行现行目录电价。工商业用户方面，容量电价与电能量电价“一升一降”形成对冲，总体用电成本保持平稳，且用电稳定性将进一步提升。
