行业讨论已久的容量电价，迎来调整最集中、幅度最大的一次政策变革。

华夏能源网获悉，1月30日，国家发改委、能源局联合发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号，下称“114号文”），对煤电及天然气发电、抽水蓄能、电网侧独立新型储能的容量电价做出分类完善，对容量电价机制进行了全面、重大升级。

文件明确，新政的总体思路为，“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。”

所谓顶峰能力，是指电力系统在用电高峰时段，能够额外提供的、用于满足峰值负荷的最大出力，核心在于当电力系统“吃紧”时提供“兜底”保障，确保用电负荷高峰时不会出现供电紧张、拉闸限电。

从这个思路出发，可以很好的理解“114号文”为何对煤电、电网侧独立新型储能给予了特别关照。这对于加快新能源电力发展、建设新型电力系统意义重大。

为何还要提高煤电容量电价标准？

此次“114号文”容量电价改革最引人关注的点，是提高煤电容量电价，补偿标准从两年前的30%增加到了50%，1千瓦装机从原来的100元年容量电价补偿，增加到165元。

华夏能源网发现，一些省份走在了前头，煤电容量电价补偿标准已经达到50%。“114号文”之所以在全国范围内统一提高补贴，主要目的是进一步有效补偿煤电，来推动煤电更多转型为灵活性调节电源。

尽管最近两三年来，煤电已经从2021年、2022年的巨额亏损中走出来，但是随着利用小时数的下调，煤电亏损的噩梦随时都在。同时，煤电只有转型为灵活性调节电源，才能为绿电代煤创造有利条件。因此，提升煤电容量电价补偿标准是势在必行。

值得注意的是，“114号文”在提升煤电容量电价补偿标准的同时，明确提出可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。

要知道，“煤电中长期合同签约比例要求”这件事，决定着各种电源发电量系统占比。比如，发改委2026年电力中长期合同签约指导意见提出，燃煤发电企业年度合同不低于上一年上网电量的70%，月度及以上合同不低于预计市场化电量的80%。

目前，中国的电量结构中，非市场化电量占比超过30%，市场化电量占比在66%左右。市场化电量中，中长协占比近九成，现货市场占比近一成。中长协电量中，煤电被硬性规定了高占比，意在保障电力安全、保供，但是也间接限制了新能源电量的占比空间。

2025年9月22日，全国政协常委、人口资源环境委员会副主任钱智民在做客央视《对话》时表示：“以典型的六七月高峰为例，煤的发电能占到60%左右，风光占16%，水电占17%，核电大概在5%，事实上风光电的装机量已经超过火电。”从中可以看到，煤电占比还是太高，新能源是有装机，无电量。

造成如此现状，原因是多方面的。其中，强制性的煤电中长期合同签约比例要求，是一大原因。煤电容量电价补偿标准提高，同时“适当放宽煤电中长期合同签约比例要求”，是突破僵局的有效措施。

新型电力系统的构建以及绿电转型，需要不断增加新能源装机，让绿电逐步替代煤电，直至新能源成为主体电源。这一过程需要逐步削减煤电的利用小时数。但是，煤电也要生存，要削减煤电的利用小时数，就要给予足够的补偿，让它能够主动适应、支持变革。

换句话说，若要煤电大幅削减利用小时数，为新能源让路，就要对煤电的既得利益进行“赎买”。提高煤电的容量电价补偿标准，不是要逆潮流支持发展煤电，而是要更好的实现绿电代煤。期望新政落地能起到立竿见影的效果。

储能终于有了容量电价，为何只给网侧？

煤电之外，“114号文”容量电价新规，还涉及到抽水蓄能以及正在异军突起的新型储能。

对抽水蓄能的容量电价，新政做了“新老划断”。针对2021年“633号文”出台之前开工建设的抽蓄电站项目，容量电价继续执行政府定价，按经营期内资本金内部收益率6.5%核定。

对“633号文”出台后开工建设的抽蓄电站，“114号文”规定：由省级价格主管部门每3-5年按经营期内弥补平均成本的原则，根据“633号文”明确的成本参数规则，制定省级电网同期新开工电站统一的容量电价。

目前最成熟的电力储能就是抽水蓄能。因此，无论是老项目还是新项目，抽水蓄能都能够发挥较大作用，不愁拿不到容量电价。

相比之下，更需要担心的是最新纳入容量电价补贴范围的电化学储能。

“114号文”首次将电网侧独立新型储能，纳入容量电价补偿范围。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）。

这意味着，电化学储能作为快速调节资源的系统价值得到了官方认可与定价。新政为电化学储能提供了至关重要的收益机制，有望改善其商业模式和经济性，刺激电网侧独立新型储能项目的投资热情。

但是，让外界颇为不解的是，“114号文”为何仅仅把电网侧独立储能电站纳入容量电价补偿范围，用户侧工商业储能为什么没有纳入？电源侧风光新能源配储为什么没有纳入？

用户侧工商业储能未被纳入，主要是工商业储能电站有成熟完整的收益模式。尤其是工商业光伏配储，能够吃到电价价差，商业运行上哪怕没有容量电价也行得通。

那么，电源侧配储为何给“遗漏”了？尽管此前国家政策已经取消了电源侧强制配储，但是目前存量的电源侧储能装机容量是异常庞大的。电源侧储能之所以被排除在容量电价补偿范围之外，最重要的原因或许是，电源侧储能严重缺乏顶峰能力。

“114号文”特别强调，要建立“可靠容量补偿机制”。所谓“可靠容量”，是指机组在全年系统顶峰时段能够持续稳定供电的容量。也就是说，不是有了装机，就给你容量电价，而是你得要干活，要能为电力系统平稳运行“顶事儿”。

电网侧独立储能，其主要职能定位是稳定电网，为电网提供调频、调相以及惯量支撑等服务。而电源侧新能源配储，最主要是储存风光大发时用不完的电量。然而，恰是在电量储存上，目前的电化学储能还做不到大量、长时的储存电量，因而非常之尴尬。从这个角度来看，电源侧储能被排除在补偿机制之外也就好理解了。