根据2023年国家发展改革委、国家能源局联合印发的《关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号），2026年起，各地通过容量电价回收固定成本的比例将提升至不低于50%，这一比例较于2024-2025年多数地区的30%，实现了大幅跃升。同时，补偿范围扩大至煤电、电网侧储能、风电和光伏等全部类型电源。
以前煤电靠 “单一制电价”：发 1 度电赚 1 度电的钱，奉行 “多发电、多收益”。那时候煤电是 “主力选手”，全年满负荷跑，靠电量收入就能覆盖折旧、人工这些固定成本。
但现在不一样了：光伏风电占比越来越高，煤电得 “让道”—— 白天风光大发时，煤电得降负荷甚至停机；晚上风光没了，煤电再顶上去。相当于煤电从 “主力” 变 “备胎”，发电时间少了，电量收入骤降，固定成本收不回来，没人愿意当这个 “备胎”。
容量电价就是给煤电的 “备胎工资”：只要机组符合调度要求，随时能启动，哪怕不发电，也能拿这笔钱，用来覆盖折旧、人工等固定成本。而 “两部制电价” 就是把煤电收入拆成两部分：
容量电费：“备胎工资”，按 “元 / 千瓦・年” 算，买的是 “随时可用的能力”；
电量电费：“绩效奖金”，按 “元 / 千瓦时” 算，发多少电拿多少，靠市场竞争定价。
甘肃最激进：回收比例100%（330元/千瓦·年），还将电网侧储能纳入补偿，因其新能源占比超65%，远高于全国平均，急需备份电源；
• 云南、四川次之：补偿比例不低于 70%（约 231 元 / 千瓦・年），这俩省水电多，但枯水期得靠煤电补，调峰需求大；
• 安徽、广东、宁夏：按底线 165 元 / 千瓦・年执行，这些地方新能源占比适中，煤电还能承担部分基荷发电，不用补太多。
1. 收益结构优势显著
储能形成 "三重收益组合拳"，容量电价上涨对每一层收益都有放大效应：
2. 成本结构完美匹配容量电价
储能固定成本占比 90%以上，变动成本几乎为零，容量电价上涨直接转化为净利润。以典型 100MW/200MWh 项目测算：
3. 实际案例验证
宁夏某储能项目在容量电价提升后，年收入从 1,000 万元增至1,650 万元，增幅 65%，扣除税费后净利润增长超70%。甘肃 330 元 /kW・年标准下，储能项目 IRR 可突破10%，经济性全面超越传统能源。
风电
1. 高利用小时数放大收益
风电年利用小时数达2,000-3,000h（海上更高达 3,000-4,000h），是光伏的1.5-2 倍，使容量电价收益被显著放大。以 100MW 项目计算：
2. 成本结构利好
风电固定成本占比约85%，容量电价上涨直接提升利润率。以 100MW 陆上风电（投资 4 亿元）为例：
3. 区域差异明显
东北、华北北部、西北（简称：三北）地区（年利用小时 > 2,500h）风电收益增幅达60-70%，而中东部地区（<2,000h）约50-55%。海上风电因投资成本高（7,500-13,000 元 /kW），收益增幅略低但绝对值更大，且稳定性更好。
1. 收益受限因素
2. 收益测算
100MW 光伏（投资 4 亿元，年发电量 1.4 亿 kWh）：
3. 配储提升价值
光伏 + 储能组合可弥补出力缺陷，收益增幅达70-90%，超过单独光伏，但仍不及纯储能项目。