煤电、气电、抽水蓄能、新型储能等重要电源，是保障新型电力系统安全的重要支柱，但传统计划经济体制下的政府定价容量电价政策已难以适应新形势。在此背景下，两部门日前发布的《通知》为调节电源构建了稳定的收益补偿渠道，有力保障了其生存与发展。此举作为继电力辅助服务市场、电力现货市场之后，国家在电力市场建设方面推出的又一关键政策，将为国家能源安全保障、“双碳”目标落地及能源强国建设奠定坚实基础。
《通知》创新提出可靠容量补偿机制，补齐全国统一电力市场建设关键一环。我国发电侧容量电价发展可分为三个阶段。第一阶段是政府定价，以《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，以下简称“633号文”）和《关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号，以下简称“1501号文”）为代表，由政府核定项目的容量电价。第二阶段是容量补偿阶段，也就是新政策提出的可靠容量补偿机制，煤电、气电、抽水蓄能按照现行容量电价政策进行优化调整，新型储能首次建立全国统一的容量电价补偿标准，统一按照顶高峰能力给予容量补偿。第三阶段是容量市场，目前我国的条件还不够成熟，发达国家已经开始用市场竞价方式授予电源容量电价合同。
新政策既有创新，也有传承。对于近年来迅速发展的新型储能，政策按照顶负荷高峰的能力给予容量电价，顶峰能力强、运行稳定可靠、充放电效率高的新型储能将获得更高收益，前期甘肃、宁夏、湖北出台的新型储能容量电价政策完全符合国家新政策要求。对于抽水蓄能，政策还是考虑到其需要的容量电价相对较高、建设周期较长，其中规定，允许省级政府按照3~5年投产的抽水蓄能平均成本核定容量电价，促进了已核准抽水蓄能电站的建设。对于煤电，在1501号文的基础上，要求各地提升煤电容量电价回收固定成本比例至超过50%，可有效缓解当前煤电“量价”双降的经营压力。对于气电，则完全放权给省级能源和价格主管部门来确定容量电价。
新型储能政策地位显著提升，成为容量机制完善的最大受益主体。与煤电、燃机、抽水蓄能相比，新型储能出现时间较短，其政策定位和收益机制相对模糊，但发展迅速。中关村储能联盟统计数据显示，2021年全国新型储能装机仅400万千瓦，2025年12月达到1.4亿千瓦。《通知》在国家层面首次明确：服务电力系统安全运行、未参与配储的电网侧独立新型储能，可给予容量电价支持，标志着新型储能的重要系统价值得到全国层面的制度性确认。
同时，《通知》明确，新型储能容量电价以当地煤电容量电价为基础，根据其顶峰支撑能力按比例折算，折算比例与连续放电小时数和系统最长净负荷高峰持续时段直接挂钩，真实反映储能对系统顶峰保障的实际贡献。通过这一安排，新型储能在容量机制中的政策身份更加清晰、收益预期更加稳定。
经过近五年的规模化发展，新型储能技术持续进步、成本大幅下降。目前，10万千瓦/4小时新型储能电站单位千瓦投资约为2800元，以甘肃为例，在容量电价政策支持下，4小时充电时长的储能可获取每年每千瓦165元的固定容量电费，再加上独立储能参与辅助服务市场和现货市场的收益，已经可以实现商业运行。随着碳酸锂产能持续释放，以及“光储同寿”“零衰减”等技术不断成熟，新型储能在成本、寿命和系统适配性方面的优势将进一步显现，未来将在新型电力系统中发挥更加重要的调节作用。
《通知》为抽水蓄能提供明确过渡安排，稳定长期盈利能力预期。抽水蓄能建设周期长、投资规模大，是承担中长期调峰和系统稳定任务的传统调节电源。本次政策充分考虑到抽水蓄能的技术特性和历史实际，针对633号文出台前后项目作出差异化、过渡性安排：对633号文出台前已取得关键批复并开工建设的项目，继续执行政府定价机制，保障其合理收益；对633号文出台后新开工项目，由省级价格主管部门按照3~5年平均成本原则，制定统一的容量电价，并综合考虑电力市场建设进展和电站可持续发展需要，合理确定执行年限。同时，政策明确抽水蓄能可自主参与电能量和辅助服务市场，其市场收益按比例由电站分享，其余部分冲减系统运行费用、由用户分享。
由于抽水蓄能建设周期太长，新型储能成本降价快，很多核准的抽水蓄能项目已经花费了大量移民、工程等费用，政策考虑如果强行要求统一容量电价，鉴于新型储能需要的容量电价仅为抽水蓄能的三分之一左右，如果这批抽水蓄能电站拿到与新型储能一样的容量电价，建成之日就是亏损之时。为了保障建设的连续性，新政策保留抽蓄单独容量电价政策，有效稳定了抽水蓄能项目的政策预期，避免因定价机制突变导致项目难以为继，为抽水蓄能持续推进建设创造了有利条件。
633号文核准的抽水蓄能容量电价需求多在每年每千瓦600元左右，现货市场运行后抽水蓄能也能获得一部分现货和辅助服务收益。若市场收益大部分给予抽蓄，按全国平均价差计算，预估633号文之后开工的新建抽蓄能够实际获得的容量电价完全可以达到每年每千瓦600元以上。
《通知》完善各类配套政策，解决项目落地过程中遇到的实际问题。长期以来，各地对储能充放电价格及相关费用执行标准不一。部分地区在充电环节把储能当作普通工商业用户，执行两部制输配电价。新政策在国家层面作出统一规范：储能在充电时按单一制用户缴纳输配电价、线损和系统运行费；在放电环节按放电量退还输配电费。除了上述附加费用，充放电价格按现货市场实时价格执行，现货价差大的北方省份独立储能充放电套利空间更大。新政策的充放电价要求与当前山东省现行政策非常相似，充放电效率高的储能电站缴纳损耗部分输配电价和基金附加较少，经济性好。
部分跨省、跨区共用抽水蓄能项目，其容量电费需要在各省（区）之间分摊，如接入西北750千伏的抽蓄，容量电费需要在西北五省区分摊，各省（区）分摊比例确定长期存在困难。针对该问题，政策从制度层面予以回应，明确区域共用抽蓄的容量费用按照容量分配比例进行分摊，已明确比例的按既有比例执行，尚未明确的由相关省级能源和价格主管部门协商确定，并在项目核准文件中予以明确，为跨区域协同建设调节能力提供了可操作、可落地的制度安排。
与以往由国家核定抽水蓄能容量电价不同，本次政策在制度设计上进一步强化省级政府的统筹责任。省级政府拥有项目核准权和容量电价制定权，但同时也需承受项目容量电价分摊带来的工商业用户上涨，要统筹考虑扩大有效投资与控制用电成本之间的关系。通过权责对等的制度安排，鼓励各地结合自身资源禀赋、电力供需形势和发展阶段，在扩大固定资产投资和保持用电成本竞争力之间保持平衡，探索符合本地区实际的发展路径。
（作者系国家电投集团经济技术研究咨询有限公司党总支副书记、总经理）
