$大唐新能源(01798)$ 2026年1月30日，国家发改委、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》），作为新型电力系统建设关键的价格配套政策，此次新政聚焦容量电价机制的优化完善，通过“提比例、扩范围、建机制”三大核心举措，补齐电力系统可靠容量保障短板，平衡各类发电主体利益，为能源绿色低碳转型筑牢制度根基。
一、政策出台背景随着我国新能源大规模发展，其随机性、波动性强的特性日益凸显，亟需配套建设足量调节性电源，在新能源出力不足、电力供应紧张时段保障稳定供电，而煤电、气电、抽水蓄能、新型储能正是当前承担系统调节任务的核心主体。国家发改委相关负责人在答记者问时明确，现行容量电价机制已难以适应新型电力系统发展需求，面临三大突出问题：一是部分地区煤电发电小时数快速下降，现行容量电价对固定成本的保障力度出现不足；二是抽水蓄能容量电价机制对企业成本约束不够，不利于项目科学布局与降本增效；三是各地气电、新型储能容量电价机制原则不统一，难以营造公平竞争的市场环境。与此同时，电力现货市场在全国范围内加速普及，电能量价格逐步向反映变动成本的方向回归，单纯依赖电量价格已无法覆盖调节性电源的固定成本，若缺乏制度保障，易导致调节性电源投资预期不稳，进而影响电力系统安全稳定运行。在此背景下，《通知》的出台恰逢其时，与此前发布的《关于做好2026年电力中长期合同签约履约工作的通知》形成政策协同，共同构建起“电量+容量”的双维度电价形成机制，破解电力资产价值回收难题。二、政策核心内容《通知》立足分类施策、精准发力的原则，围绕煤电、气电、抽水蓄能、新型储能四大调节性电源，完善容量电价机制，并明确了可靠容量补偿机制的推进路径，核心内容可概括为“提比、扩围、建标”三大方面。（一）提比例：强化煤电固定成本回收，提升盈利稳定性煤电作为电力系统的“压舱石”，其调节性价值在新能源高比例并网背景下愈发突出。《通知》明确提出，将煤电机组通过容量电价回收固定成本的比例，由2024-2025年的30%左右提升至不低于50%，对应容量电价标准约为每年每千瓦165元。东吴证券研报测算，这一调整将显著提升煤电收益水平，预计2026年煤电平均容量电费收益将由0.027元/kWh提升至0.040元/kWh。为配合这一调整，《通知》同步优化煤电中长期交易政策：各地可适当调整煤电中长期交易价格下限，同时放宽中长期合同签约比例要求，鼓励签订灵活价格机制，允许一定比例电量价格与现货市场联动。这一安排将让煤电收益从“规模驱动”转向“价值驱动”，引导煤电从“多发电”向“在顶峰时段精准发电”转型，更好发挥调节作用。（二）扩范围：覆盖多元调节主体，激活储能与气电潜力打破此前容量电价主要覆盖煤电、抽水蓄能的局限，《通知》将容量补偿范围拓展至气电与电网侧独立新型储能，实现调节性电源的全面覆盖，推动多元主体共享灵活性溢价。一是首次建立电网侧独立新型储能容量电价机制。《通知》明确，服务于电力系统安全运行且未参与配储的电网侧独立新型储能电站，纳入容量补偿范围，容量电价标准参照当地煤电，根据顶峰能力折算。折算比例计算公式为“满功率连续放电时长/全年最长净负荷高峰持续时长”，最高不超过1，且实行清单制管理，具体项目清单由省级能源及价格主管部门联合制定。华泰证券指出，这一举措正式确立了电化学独立储能的商业模式，将显著改善独立储能电站的收益模型，刺激新增投资。二是完善气电容量电价机制。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，破解当前各地气电电价单一制与两部制并存、机制不统一的问题，引导气电发挥快速启停的调节优势。三是优化抽水蓄能容量电价机制。采取“新老划断、分类施策”原则：对2021年《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格〔2021〕633号）出台前开工的“老电站”，维持现行价格机制不变，按经营期内资本金内部收益率6.5%核定；对633号文后开工的“新电站”，实行“一省一价”，由省级价格主管部门每3至5年制定一次统一容量电价，同时鼓励新电站参与电力市场，市场收益按比例由电站分享，其余部分冲减系统运行费用，强化成本约束。（三）建标：推进可靠容量补偿，实现公平定价为解决不同类型机组顶峰能力差异导致的补偿不公问题，《通知》明确提出，电力现货市场连续运行后，适时建立发电侧可靠容量补偿机制，替代原容量电价。可靠容量指机组在全年系统顶峰时段能够持续稳定供电的容量，是衡量机组顶峰能力的统一“标尺”。补偿标准以弥补边际机组未回收固定成本为基础，统筹供需关系与用户承受能力，补偿范围涵盖参与市场的煤电、气电、独立新型储能等，逐步扩展至抽水蓄能，实现容量贡献价值的统一评价，且获得其他容量电价或政府定价补偿的主体，不再重复享受补偿。这一机制借鉴了成熟电力市场的通行做法，将推动不同技术类型电源公平竞争，引导资源向高可靠性、高调节性能方向优化配置。三、政策多维影响此次容量电价机制完善，并非简单的价格调整，而是对发电侧盈利模式、电力市场运行逻辑、能源转型路径的系统性重塑，其影响贯穿发电主体、电力市场、用户侧及全社会能源发展，兼具短期纾困与长期赋能效应。（一）对发电侧：优化盈利结构，分化行业格局不同发电主体将迎来差异化影响，核心是提升调节性电源的盈利稳定性，推动行业向价值竞争转型。煤电行业：盈利稳定性显著增强，此前因发电小时数下降导致的固定成本回收压力得到缓解，尤其是装机利用率较低但调节能力突出的煤电机组，收益改善更为明显。东吴证券建议关注华能国际H、华电国际H等火电龙头，其煤电资产占比高，将充分享受容量电价提升红利。储能行业：电网侧独立新型储能迎来发展机遇期，容量电价的落地填补了其收益短板，结合现货市场电能量收益与辅助服务收益，将显著提升项目投资回报率。据国家能源局数据，2025年国内新增电化学储能装机62GW，其中独立储能35GW，华泰证券预计，新政将推动2026年国内电化学储能新增装机保持良性增长，利好优质储能资产运营及龙头设备供应商。抽水蓄能与气电：抽水蓄能“新老划断”机制强化了成本约束，倒逼新电站提升运营效率、控制造价，南网储能等龙头企业有望凭借规模优势与运营能力获得超额收益；气电容量电价机制的完善，将吸引社会资本投入，助力气电发挥“调峰尖兵”作用，缓解新能源并网带来的系统平衡压力。新能源行业：间接获得有力支撑，调节性电源的健康发展的将提升电力系统对新能源的消纳能力，同时新能源凭借极低的变动成本获得优先出清，机制电价为其提供稳定收益托底，降低投资不确定性，利好龙源电力H、三峡能源等新能源龙头。（二）对电力市场：理顺价格信号，推动市场化转型深化《通知》的实施将进一步理顺电力价格形成机制，推动电力市场从“单一电量定价”向“电量+容量”双维度定价转型。一方面，容量电价剥离了电量电价原本承担的固定成本回收功能，让电量电价更真实反映电能量的即时价值，避免价格信号扭曲；另一方面，中长期合同从“锁定电量、固定收益”转变为对冲现货价格波动的工具，配合现货市场建设，将提升电力市场的资源配置效率。同时，可靠容量补偿机制的推进，将为容量市场的建立奠定基础，实现“按能力付费、按贡献补偿”，推动电力市场向更成熟、更高效的方向发展。从国际经验来看，美国PJM市场因调节性电源需求增加，容量成本占批发市场总成本的比例已由2024年的约7%提升至2025年的16%以上，我国此次机制完善，正是顺应了电力市场发展的客观规律。（三）对用户侧：电价结构优化，引导理性用电政策对用户侧的影响呈现“一降一升”的特点，整体兼顾用户承受能力与系统安全保障需求。据中国能源新闻网解读，随着新能源占比提升，上网电价（电能量费用）呈现下行趋势，但用于保障系统平衡与运行安全的系统运行费用（含容量电费、辅助服务费用等）逐步上升。具体来看，工商业用户将承担部分容量补偿成本，吉林、黑龙江已明确容量补偿标准为330元/千瓦·年，用户支付的容量电费达8分/千瓦时左右；河南、山东的机制电费也达到6分/千瓦时左右。这一变化将引导工商业用户从“单纯节能”转向“主动避峰”，通过负荷管理、需求响应等方式参与系统调节，在降低自身购电成本的同时，减轻系统平衡压力。而居民、农业用户仍执行政府定价，不受容量电价调整影响，保障民生用电稳定。（四）对能源转型：筑牢安全底线，推动绿色发展此次政策的核心目标之一，是通过完善容量电价机制，支撑新型电力系统建设，实现能源安全与绿色转型的协同推进。一方面，煤电、气电、抽水蓄能、新型储能等调节性电源的收益得到保障，将引导社会资本加大对调节性基础设施的投入，补齐电力系统可靠容量短板，防范新能源大规模并网带来的供电安全风险；另一方面，调节性电源的健康发展将提升电力系统对新能源的消纳能力，为风电、光伏等新能源的大规模发展扫清障碍，推动能源结构持续优化。从长远来看，政策通过明确能源转型成本的分摊机制，将新能源发展带来的系统成本在全社会范围内公平分摊，避免成本过度集中于某一主体，为能源转型提供可持续的制度保障，助力“双碳”目标实现。四、小结《通知》作为新型电力系统建设关键的价格配套政策，以“保障电力安全、推动转型发展、完善市场机制”为核心，通过提升煤电容量电价回收比例、扩大容量补偿范围、建立可靠容量评价标准，系统性解决了当前容量电价机制存在的痛点，重构了发电侧的价值分配逻辑。此次政策的实施，不仅将提升调节性电源的盈利稳定性，激活储能等新兴赛道的发展潜力，还将理顺电力市场价格信号，引导全社会形成“重视可靠容量、参与系统调节”的共识。展望未来，随着省级层面细则的逐步落地，容量电价机制将进一步细化，各地将结合自身电力供需格局、新能源发展水平，制定符合本地实际的容量电价标准与实施路径。需要注意的是，政策落地过程中仍需关注两大重点：一是煤电容量电价提升与中长期合同调整的协同推进，避免出现价格波动过大的情况；二是省级政府对容量成本分摊的统筹平衡，在保障发电主体收益的同时，兼顾工商业用户的承受能力。
新能源行业间接获得有力支撑，调节性电源的健康发展的将提升电力系统对新能源的消纳能力，同时新能源凭借极低的变动成本获得优先出清，机制电价为其提供稳定收益托底，降低投资不确定性，利好龙源电力H、三峡能源......等新能源龙头。