省电力公司、浙江电力交易中心、省能源集团、各中央发电集团浙江分公司，相关发电企业：

为贯彻落实《国务院办公厅关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》（国办发〔2026〕4号）、《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）要求，在保障能源供应安全的前提下，有序推动天然气发电机组进入电力市场，促进气电高效运行，支撑我省新型能源体系建设。现将有关事项通知如下：

一、推动气电全面参与电力市场

（一）放开发电用气计划。各发电企业根据全省电力供需形势及市场运行情况，自主预测用气资源需求并签订购气合同。

（二）气电参与现货市场。省内合规在运的统调天然气发电机组（以下简称“燃气机组”，见附件1）上网电量全部进入电力市场，按照相关市场规则参与现货市场申报和出清，其中分轴燃机通过燃机报价决定启停和出力，汽机不参与报价，按照固定比例（采用电厂申报的方式）跟随燃机出力，成本补偿考虑燃机和汽机总成本。市场结算价格按照相关市场规则执行，并纳入发电侧二级限价及成本补偿分摊范围。燃气机组因缺气等非自身原因不能开机的，发电企业可提出申请，经电网调度机构审核确认后不参与日前市场结算。

（三）给予适当比例价格保障。燃气机组事后分配政府授权合约，按照实际计量上网电量的85%比例确定每台机组每个结算时段的中长期合约电量。合约价格按照以下方式确定：各电厂机组的政府授权合约价格=各电厂月度天然气到厂价（含管输费、含税，不含气量偏差结算费）÷气电联动系数×税率调整系数。其中，气电联动系数为4.85；税率调整系数为1.0367（1.13/1.09）；各电厂月度天然气到厂价由省天然气公司每月据实统计。

（四）气电参与辅助服务市场。燃气机组可按照相关市场规则，参与调频辅助服务市场申报和出清，并承担相应分摊费用。

二、建立容量电价回收比例机制

（一）容量电价回收比例。容量电价按照回收燃气机组一定比例固定成本的方式确定。其中，用于计算容量电价的燃气机组固定成本由省级价格主管部门确定；通过容量电价回收的固定成本比例，综合考虑电力系统顶峰需要、机组功能定位（年发电利用小时数）等因素确定；燃气机组分为先进机组（9H）、高效机组（9F、6F）和其他机组（9E、6B）三类。

（二）容量电费结算规则。1.计算原则，月度燃气机组容量电费=机组月度结算容量×机组容量电价（固定成本）×回收固定成本比例-容量电费考核费用。发电企业每月申报，电网企业按月结算；机组容量电价（固定成本）、申报方式、考核机制另行明确。2.疏导方式，电网企业按照燃气机组每月申报的最大出力值，预测次月气电容量电费总额及工商业用户分摊度电标准，纳入系统运行费用，随代理购电价格提前发布，首次预测时按燃气机组额定容量计算容量电费总额；每月据实清算上月燃气机组容量电费，相关损益纳入次月系统运行费用。

（三）容量电费结算方式。容量电费实施“月结年清”。月度结算时，回收固定成本比例暂按一定比例结算，后续根据年发电利用小时数进行调整（附件2）。年发电利用小时数由电网调度机构按电厂据实统计，统计周期自每年4月至次年3月，并及时报送省发展改革委（能源局）；电网企业和电力交易机构据此开展年度追溯结算。

（四）应急保供协调机制。电力供需存在较大缺口时，可启动应急保供协调机制。期间，因应急保供需要由电网调度机构指令启停的燃气机组发电小时数，不纳入容量电价回收比例机制统计范围。应急保供协调机制启动条件及实施方式由省能源局另行明确。

三、保障措施

（一）周密组织实施。省能源局制定天然气保供和消纳协调方案，确保极端天气情况下天然气供应和电力保供；省发展改革委根据天然气发电企业成本调查结果，按机组类型核定容量电价（固定成本）；浙江能源监管办牵头制定我省燃气机组容量电价机制最大出力申报、认定及考核办法。省天然气公司组织各燃气电厂落实购气合同签订工作；各有关燃气发电企业应加强市场分析研判，依法合规参与市场。

（二）做好跟踪评估。省发展改革委（能源局）会同省电力公司、省电力交易中心、省天然气公司定期跟踪监测气源价格波动、发电成本和收益变化、终端用户电价水平等情况，及时开展复盘分析。实施过程中，省发展改革委（能源局）可根据市场运行情况对相关参数进行优化调整。

（三）强化政策协同。2027年起逐步研究建立发电侧可靠容量补偿机制，按统一标准对电力系统可靠容量给予补偿。可靠容量补偿机制建立后，不再执行容量电价回收比例机制。

本方案自2026年4月1日起实施，未明确事项按照我省现行政策及市场规则执行。我省气电政策规定与本方案不一致的，以本方案为准。

附件：1.统调燃气机组名单及相关参数

2.燃气机组容量电价回收固定成本比例

3.气电参与市场运行参数

浙江省发展和改革委员会

浙江省能源局

国家能源局浙江监管办公室

2026年3月25日