完善发电侧容量电价机制是服务新型电力系统构建，助力能源强国建设的内在要求。两部门近日发布的《通知》坚持立足当前与着眼长远相结合，统筹能源安全保障与绿色低碳转型，将为加快构建新型电力系统、推进能源强国建设奠定坚实基础。
合理提高煤电容量电价标准，鼓励建立气电容量电价机制。
煤电是保障电力安全充裕供应的“压舱石”，承担兜底保供、调峰调频等多重关键功能，气电则是提升系统调节能力的重要支撑，在保障负荷高峰时段用电和新能源消纳中发挥着关键作用。《通知》精准契合两类电源的功能定位，通过分类施策进一步优化容量电价机制。
在煤电方面，明确各地将通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%（折合每年每千瓦165元），可结合当地市场建设、煤电利用小时数等实际情况进一步提高。此举将有效覆盖煤电固定成本，稳定收益预期，引导推动企业实施机组灵活性改造，有力支撑新型电力系统建设，实现“保供应、促转型”双重目标。
在气电方面，支持各地因地制宜建立气电容量电价机制，按照回收气电机组一定比例固定成本的方式确定容量电价标准。建立气电容量电价有助于回收其固定成本，激发投资活力，提升系统灵活调节能力，推动能源结构清洁化转型。
“新老划段”完善抽蓄容量电价机制。
国家于2021年出台《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”），完善抽水蓄能两部制电价政策，细化制定抽水蓄能容量电价核定办法，打通容量电费疏导渠道，给相关投资主体吃下“定心丸”，为抽水蓄能行业发展注入了强劲动力。2023年，相关部门进一步出台《关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知》（发改价格〔2023〕533号），核定在运及2025年底前拟投运的48座抽水蓄能电站容量电价。
633号文提出“建立适应电力市场建设发展和产业发展需要的调整机制”，总体来看，文件出台后各地电力市场体系加快建设发展。截至2025年，全国统一电力市场已初步建成，省级电力现货市场实现基本全覆盖，基本形成“省间+省内”“中长期+现货+辅助服务+绿电绿证”“批发+零售”全品类全覆盖的电力市场运营体系。对此，《通知》依据633号文精神，及时优化完善抽水蓄能容量电价政策。
一是“重衔接”，存量项目保持政策稳定。针对633号文出台前开工的老项目，容量电价继续实行“一厂一价”，确保电价政策的延续性。同时，明确将抽水蓄能核价权从国家下放至地方，由省级价格主管部门按照633号文进行核定或校核，提升地方价格主管部门对当地抽水蓄能电价核定和监管环节的参与度和积极性。此外，电站经营期满的，明确按照弥补必要技术改造支出和运行维护成本的原则重新核价，有利于减轻当地用户用能成本负担。
二是“立标杆”，新项目提升投资质效。《通知》明确，“新”项目由省级价格主管部门每3~5年按经营期内弥补平均成本的原则，根据633号文明确的成本参数规则，制定省级电网同期新开工电站的统一的容量电价，即新增项目电价管理模式转变为“一省一价”，通过制定统一的省级容量电价，释放出清晰明确的价格信号，引导相关投资主体加强经济比选、优化选点布局、完善项目方案等，有利于实现更加经济可承受的能源系统转型。此外，结合当前抽水蓄能行业平均抽发时长情况，明确满功率发电时长低于6小时的电站，容量电价相应折减，确保新增电站充分发挥支撑调节系统价值。
构建新型储能容量电价机制，实行电网侧独立新型储能“清单制”管理。
633号文印发后，抽水蓄能容量电价机制顺利落地实施，新型储能行业亦呼吁出台新型储能电价机制。在行业的翘首期盼中，另一只政策“靴子”终于落地，《通知》重点聚焦电网侧独立新型储能建立容量电价机制：
一是锚定煤电建立容量电价机制。由于新型储能技术路线众多且成本造价差异较大，《通知》明确对于服务于电力系统安全运行、未参与配储的电网侧独立新型储能电站，各地可给予容量电价，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，促进各类型新型储能“一视同仁、同台竞技”。考虑到新型储能多重功能的发挥是与电力系统运行深度耦合的过程，《通知》明确折算比例为满功率连续放电时长除以全年最长净负荷高峰持续时长（最高不超过1），确保电网侧新型储能在电力系统急需的关键时刻“发得出、顶得上”，充分发挥顶峰、调节等系统价值。
二是创新实行项目“清单制”管理。《通知》明确电网侧独立新型储能实行清单制管理，管理要求由国家能源局另行明确，项目具体清单由省级能源主管部门会同价格主管部门制定，着力构建上游规划环节与下游价格环节统筹协同的良好格局，实现电网侧新型储能行业的闭环管理，确保满足要求、发挥能力的项目方可“进入清单、获取补偿”，促进电网侧新型储能健康有序发展。
相较抽水蓄能，新型储能的优势之一在于可于电力系统“源—网—荷”各环节有效耦合、发挥功能。此次《通知》针对其中的电网侧独立新型储能明确容量电价机制，可能有以下考虑：从商业模式来看，发电侧新型储能服务于特定电源，与相应电源联合调度或统一参与电力市场，并分享市场收益；用户侧新型储能服务于特定用户，通过峰谷电价价差、降低容（需）量电费等方式，实现成本回收、获得收益。而电网侧独立新型储能，主要服务于电力系统，没有特定受益对象，通过参与电力现货市场和辅助服务市场以及容量电价获取收益。当前市场规则体系仍在完善当中，电网侧新型储能未形成稳定的收益模式，配套建立容量电价机制的需求较为迫切。从发挥效果来看，相对而言，具备一定规模体量的电网侧独立新型储能在当前阶段更易于调度使用，可以更好发挥系统性全局性调节保安功能。
有序建立“三统一”可靠容量补偿机制，支持适时建设电力容量市场。
在发电侧容量电价机制基础上，随着新型电力系统进一步发展，系统对调节性资源的需求还将进一步提高。为了激发各类电源充分释放调节潜力，更好保障电力容量安全充裕，还需适时建立公平开放的可靠容量机制，为煤电、气电、抽蓄、新型储能等各类调节电源提供公平竞争的舞台。《通知》对此进行了前瞻性布局，集中体现为“三个统一”：一是统一补偿原则，只对在全年系统顶峰时段能够持续稳定供电的可靠容量进行补偿，体现“有所为才有所得”的原则；二是统一准入标准：在合理考虑市场建设现状后，煤电、气电、电网侧独立新型储能以及抽蓄等各类调节电源，只要具备系统所需可靠容量、满足相应市场要求的技术标准，均可获得可靠容量补偿；三是统一补偿水平，锚定市场边际机组在电能量和辅助服务市场不能回收的固定成本，兼顾其他因素综合确定补偿标准，所有调节性电源同工同酬。
《通知》也充分考虑到各地区条件差异，针对性给予政策指导。对于新能源装机占比高、可靠容量需求大的地区，应加快建设可靠容量补偿机制，用价格杠杆作用破解保供应和促消纳难题。对于市场发展较为成熟的地区，鼓励探索通过竞争方式形成容量电价，引导调节电源长期健康可持续发展。
（作者系电力规划设计总院党委常委、副院长）
