2026年1月27日，《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》正式发布，建立了覆盖煤电、燃气发电、抽水蓄能和新型储能项目的完整调节性电源补偿体系。容量电价机制在中国走过了怎样一条演进之路？

一、起源：照付不议条款，外资电厂的“定心丸”

上世纪80年代，中国面临严重的电力短缺。在垂直垄断的电力体制下，国家开始鼓励“多家办电”，吸引外资建设独立发电厂。对于外资而言，最大的风险在于电厂建成后，作为唯一买家的电网公司能否按约定全额收购电力。为此，中国引入了国际通用的“照付不议”合同模式。这种模式的核心是长期购电协议和两部制电价：一部分是覆盖固定成本的容量电费，另一部分是覆盖变动成本的电量电费。

深圳沙角B厂于1987年投产，成为中国首个成功采用BOT模式、具有“照付不议”性质的外资电厂。随后，珠海电厂、湄洲湾电厂等一大批90年代建设的项目都采用了类似模式。

这一阶段的“照付不议”可视为容量电价的雏形，它通过合同形式为投资者提供了稳定的现金流预期，解决了单一买方市场下的投资激励问题。

二、探索：从小步试水到整体规划

进入21世纪，随着电力体制改革推进，容量电价从个别合同安排转向系统性探索。

2004年，国家发改委发布《关于抽水蓄能电站建设管理有关问题的通知》，首次明确抽水蓄能实行两部制电价，成为中国容量电价最早、最清晰的实践。同时期，山东、江苏、广东等电力供应紧张或市场化改革较快的地区，开始尝试对燃煤电厂给予“备用费”或“容量补偿”，但这些多为临时性、非制度化的安排。

2015年，中共中央、国务院印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，明确提出 “探索建立市场化容量补偿机制”，为容量电价提供了最高层级的政策依据。次年，《电力发展“十三五”规划》首次系统性地提出通过辅助服务市场、容量市场等形式给予发电侧合理经济补偿。

2017年开始，全国范围内大规模建立的电力辅助服务市场，实际上是一种“运行期间的容量补偿”。

三、突破：地方试点与国家顶层设计并行

2020年至2022年，容量电价机制在地方试点和国家层面同时取得突破。

山东省推出了全国首个省级电力现货市场下的容量补偿机制，所有市场化用户按用电量缴纳容量电费，形成“容量补偿资金池”。广东省在现货市场试运行方案中设计了容量补偿机制；云南、甘肃等可再生能源大省也开始研究针对调节性电源的容量补偿，以解决系统调峰能力不足的问题。

2021年，《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》明确了抽水蓄能通过容量电价回收固定成本的原则。同年，《关于加快推动新型储能发展的指导意见》发布，提出“建立电网侧独立储能电站容量电价机制”。

2023年11月，国家发改委、国家能源局联合印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》，首次在国家层面为单一电源类型建立全面、统一的容量电价机制。该通知将合规在运的公用煤电机组全部纳入，确定2024-2025年容量电价补偿固定成本比例为30%，2026年起提升至不低于50%。

四、2026年新规构建完整补偿框架

2026年1月27日，国家发展改革委、国家能源局联合发布了《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号），该通知的发布标志着中国容量电价进入体系化、市场化新阶段。新规的三大核心突破值得关注：

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，形成了覆盖主要调节性电源的完整体系。

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电力系统顶峰贡献，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。可靠容量补偿机制的补偿范围，可包括自主参与当地市场的煤电、气电和符合条件的电网侧独立新型储能等，并结合电力市场建设和电价市场化改革等情况逐步扩展至抽水蓄能等其他具备可靠容量的机组。需要注意的是，对获得其他保障的容量不重复补偿；政府定价的机组，也不能获得补偿。

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。同时，省级价格主管部门可在市场体系较为健全的基础上，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并参与电能量和辅助服务等市场、市场收益全部由电站获得。

根据114号通知，煤电容量电价机制完善后，各地可根据电力市场供需、参与市场的所有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，在确保电力电量平衡的情况下适当放宽煤电中长期合同签约比例要求。同时，该通知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。未来，省内市场供需双方签订中长期合同时，各地不得强制要求签订固定价，可根据电力供需、市场结构等情况，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，也可以解决一部分电力企业为同时满足最低电价要求和市场化竞价电价要求而通过中间商实现价格倒挂的电价销售的问题。

五、回顾：从“保投资”到“保系统”

中国容量电价机制的演进，反映了电力行业从解决“投资不足”到保障“系统可靠”的战略转变。

早期的“照付不议”模式，主要目的是吸引投资、扩大供给，针对的是单个项目风险。而现代的容量电价机制，则着眼于整个电力系统的长期充裕性。

随着新能源比例大幅提高，电力系统面临“鸭子曲线”[1]挑战——可再生能源出力不稳定，需要大量灵活调节资源作为备用。传统电源如煤电、气电，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，确保这些电源能够在系统需要时顶得上、发得出，为能源转型提供稳定支撑。

从经济本质看，“照付不议”和现代容量电价都承认并补偿发电资产的“固定成本”，体现了“为可用性付费”的核心理念。但前者是项目级、合同化的安排，后者是系统级、机制化的设计，代表了不同发展阶段的不同解决方案。从沙角B电厂的“照付不议”合同，到覆盖四类调节电源的国家级框架，容量电价走过了一条独特的中国式演进之路。这一过程不仅是一套电价机制的改变，更是我国成熟电力供应体系和市场定价体系的反映，也是能源安全战略在市场领域的深刻体现。

【注】

[1] Duck Curve，指日间光伏大发、早晚高峰缺电的负荷曲线形态。