事件：2026 年1 月30 日，国家发改委、国家能源局发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知(发改价格〔2026〕114 号)》，总体思路包括两方面：（1）适应新型电力系统和电力市场体系建设需要，更好统筹电力安全稳定供应、能源绿色低碳转型和资源经济高效配置，分类完善煤电、天然气发电、抽水蓄能、新型储能容量电价机制，优化电力市场机制；（2）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。

煤电：固定成本保障强化，商业模式向“类公用事业”转型。本次政策延续2023 年煤电容量电价机制，将容量电价回收煤电机组固定成本的比例提升至不低于50%，并允许各省结合实际情况进一步提高。政策明确了煤电容量电价机制的延续性，为煤电未来为新能源让渡发电空间、降低利用小时数提供了收益支撑，进一步巩固煤电作为电力系统“压舱石”的固定成本保障，有利于提升企业盈利稳定性和现金流预期，推动行业模式从强周期波动向 “固定收益+市场波动”的类公用事业模式加速转变。

天然气发电：政策方向明确，具体机制授权地方决策。本次政策明确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。这标志着气电作为优质调节资源的系统价值得到认可，并为其获取容量电费提供了国家层面的政策依据，但实际发展依赖于地方的经济承受能力与电价疏导空间。

抽水蓄能：新老项目实行差异化定价，成本与收益全面转向用户侧。本次政策延续2021 年633 号文框架，新开工电站容量电价由省级价格主管部门每3 至5 年核定一次。自2023 年第三监管周期输配电价改革后，抽水蓄能电站容量电费已纳入系统运行费用由用户分摊，不再计入输配电价；本次政策进一步明确，电站参与市场交易的收益按比例由电站分享，剩余部分用于冲减系统运行费用并由用户分享。至此，抽水蓄能电站的成本回收与收益分配机制已完全与电网输配环节脱钩，转由用户直接分摊或分享。这一制度的完善，为行业提供了更稳定的长期预期，有望刺激其发展提速。

电网侧新型储能：国家层面首建容量电价机制，奠定规模化商业发展基石。本次政　　策首次在国家层面为服务于系统安全的电网侧独立新型储能建立了容量电价机制，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。这一顶层设计的突破，标志着储能商业模式的清晰化，将推动行业迈向经济回报更加可预期、可测算的规模化与商业化发展新阶段。在清晰稳定的商业模式和利益格局重塑的双重驱动下，央国企对于储能投资的意愿将会显著提升。

风险提示：政策执行情况不及预期、用电量需求下滑、装机量不及预期、市场电价不及预期。