5月22日，新疆自治区发展改革委发布自治区发展改革委关于完善我区发电侧容量电价机制有关事宜的通知，提出2026年起，煤电通过容量电价回收机组固定成本比例提升至50%，容量电价标准为165元/千瓦·年。

详情如下：

自治区发展改革委关于完善我区发电侧容量电价机制有关事宜的通知

各地、州、市发展改革委，国网新疆电力有限公司、新疆电力交易中心有限公司，各有关发电企业：

为引导我区调节性电源平稳有序建设，保障电力系统安全稳定运行，现将《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》（发改价格〔2026〕114号，简称114号文件）转发你们，并就完善我区发电侧容量电价机制有关事宜通知如下，请一并遵照执行。

一、分类完善容量电价政策

（一）煤电及天然气发电容量电价。2026年起，煤电通过容量电价回收机组固定成本比例提升至50%，容量电价标准为165元/千瓦·年。

建立天然气发电容量电价机制，容量电价标准结合成本监审（调查）等情况确定。

（二）抽水蓄能容量电价。《国家发展改革委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，简称633号文件）出台前开工建设的电站，由自治区价格主管部门按照633号文件核定（校核）。633号文件出台后、114号文件出台前开工建设的电站，由自治区价格主管部门按经营期内弥补平均成本的原则，根据633号文件明确的成本参数规则，每5年为一批制定统一容量电价（满功率发电时长低于6小时的相应折减）。

（三）电网侧独立新型储能及光热发电容量电价。对于纳入自治区清单管理的电网侧独立新型储能，容量电价标准=煤电容量电价标准×（满功率连续放电时长÷全年最长净负荷高峰持续时长），折算比例最高不超过1。其中，全年最长净负荷高峰持续时长暂定6小时。

对未纳入新能源可持续发展价格结算机制、国家可再生能源电价补贴的光热项目，容量电价标准参照独立新型储能计算规则执行。

二、健全配套机制

（一）完善市场交易及价格机制。633号文件出台前开工建设的抽水蓄能电站根据电力系统需要接受调度指令运行，633号文件出台后开工建设的抽水蓄能电站自主参与电能量、辅助服务等市场。抽水蓄能电站参与市场获得的收益，按633号文件规定由抽水蓄能和工商业用户暂按2:8比例分享，统一按月结算，按年清算。抽水蓄能抽发、电网侧独立新型储能充放电价按现货实时价格及市场规则执行，抽水（充电）时视作用户，缴纳上网环节线损费用和系统运行费用，暂按单一电量制用户执行输配电价，发电（放电）电量相应退减输配电费，享受容量电价的光热电站参照执行。中长期价格与现货价格挂钩联动，鼓励经营主体在省内中长期合约中，自主约定一定比例电量执行实时市场统一结算点电价，2026年暂在月度中长期交易中执行。

（二）加快建立可靠容量补偿机制。结合电力现货市场运行情况、电力供需关系、用户承受能力等因素，加快研究建立发电侧可靠容量补偿机制，对机组可靠容量按统一原则进行补偿。114号文件出台后开工建设的抽水蓄能电站执行可靠容量补偿机制。对获得其他保障的容量不重复补偿；政府定价的机组，不予补偿。

三、有关工作要求

（一）做好相关机组认定等工作。自治区能源主管部门继续做好符合条件的煤电机组认定；向电网企业提供符合条件的电网侧独立新型储能项目清单，以及抽水蓄能、光热发电、天然气发电项目名单；动态做好清单、名单调整工作。自治区价格、能源主管部门指导电网企业，按年做好全年最长净负荷高峰持续时长测算确定工作。

（二）落实容量电费结算及考核。自治区价格主管部门指导电网企业落实好相关电费结算政策。电网企业组织做好发电企业机组最大出力申报及认定，参照煤电容量电费考核规则，做好容量电费分类考核及结算工作，定期向自治区价格主管部门、能源主管部门报告有关情况。

本通知自2026年6月1日起执行。期间如遇国家政策调整，按国家规定执行。

附件：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（发改价格〔2026〕114号）

自治区发展改革委

2026年5月21日

《自治区发展改革委关于完善我区发电侧容量电价机制有关事宜的通知》政策解读

近日，自治区发展改革委印发《关于完善我区发电侧容量电价机制有关事宜的通知》（新发改能价〔2026〕346号，以下简称《通知》）。为进一步完善我区发电侧容量电价政策，自治区发展改革委有关负责同志就《通知》内容解读如下。

一、《通知》出台背景是什么

我区风光资源富集，近年来，新能源发电并网装机规模增长快速，由于新能源发电间接性、波动性特性，电网调峰调频需求也不断增加，亟需引导调节性电源有序布局建设，提升电网保供能力。2026年1月，国家发展改革委印发《关于完善发电侧容量电价机制有关事宜的通知》（发改价格〔2026〕114号），要求分类完善容量电价机制，有序建立可靠容量补偿机制。按照国家改革要求，我们结合自治区实际需求，完善发电侧容量电价机制，充分发挥调节性电源调峰、保供作用，保障电力系统安全稳定运行。

二、《通知》如何分类完善容量电价机制

《通知》对现行煤电、气电、抽水蓄能、独立新型储能等容量电价政策进行分类完善。一是煤电、气电容量电价。煤电通过容量电价回收机组固定成本比例提升至50%，即165元/千瓦·年，建立天然气发电容量电价机制，具体标准结合成本监审（调查）等情况确定。二是抽水蓄能容量电价。633号文件出台前开工建设的电站，由自治区价格主管部门核定（校核）；633号文件出台后、114号文件出台前开工建设的电站，每5年为一批，由自治区价格主管部门制定统一容量电价。三是电网侧独立新型储能、光热容量电价。容量电价标准以煤电容量电价标准为基准进行折算确定，明确了具体折算方法。

三、《通知》明确了哪些配套机制

《通知》完善了市场交易及价格机制，明确抽水蓄能电站运行及自主参与电力市场方式，提出获得的市场收益暂按2:8比例与工商业用户分享。抽水蓄能抽发、电网侧独立新型储能充放电价按现货实时价格及市场规则执行，抽水（充电）缴纳上网环节线损费用和系统运行费用、输配电价，发电（放电）电量相应退减输配电费。鼓励中长期价格与现货价格挂钩联动，经营主体自主约定一定比例电量执行实时市场价格。同时还提出，加快研究建立发电侧可靠容量补偿机制，对机组可靠容量按统一原则进行补偿。

四、《通知》提出了哪些工作要求

为保障政策切实落地见效，《通知》还提出，要做好煤电机组认定、电网侧独立新型储能项目清单管理，并动态调整清单、名单。电网企业要按年测算确定全年最长净负荷高峰持续时长，做好机组最大出力申报及认定，容量电费分类考核及电费结算等工作。

五、《通知》印发后有何积极作用

完善发电侧容量电价机制，一是有利于增强电力安全保供能力，调动调节性电源建设积极性，提升顶峰出力，更好保障电网安全稳定运行；二是有利于促进调节性电源作用发挥，更好支撑新能源消纳利用，助力能源绿色低碳转型；三是有利于调节性电源持续健康发展，引导项目科学合理布局，加强经营管理、降本增效，高效推进我区新型电力系统建设。

发电侧容量电价机制完善后，对居民、农业用电没有影响，仍执行现行电价政策；对调节性电源，通过容量电价回收的成本上升、需要通过电能量市场回收的成本下降，总体收益基本稳定；对工商业用户，系统运行费和市场交易电价“一升一降”形成对冲，最终购电成本影响不大。