中國儲(chǔ)能網(wǎng)訊：近日，國家發(fā)改委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)《關(guān)于完善發(fā)電側(cè)容量電價(jià)機(jī)制的通知》（發(fā)改價(jià)格〔2026〕114號(hào)，以下簡稱“114號(hào)文”），文件通過分類完善煤電、氣電、抽水蓄能及新型儲(chǔ)能容量電價(jià)機(jī)制，有序建立可靠容量補(bǔ)償機(jī)制，保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運(yùn)行，助力能源綠色低碳轉(zhuǎn)型。
一、完善煤電及天然氣發(fā)電容量電價(jià)機(jī)制
【原文內(nèi)容摘要】
各地按照《關(guān)于建立煤電容量電價(jià)機(jī)制的通知》(發(fā)改價(jià)格〔2023〕1501號(hào))要求，將通過容量電價(jià)回收煤電機(jī)組固定成本的比例提升至不低于50%,可結(jié)合當(dāng)?shù)厥袌鼋ㄔO(shè)、煤電利用小時(shí)數(shù)等實(shí)際情況進(jìn)一步提高。省級(jí)價(jià)格主管部門可對(duì)天然氣發(fā)電建立容量電價(jià)機(jī)制，容量電價(jià)按照回收天然氣發(fā)電機(jī)組一定比例固定成本的方式確定。
隨著新能源裝機(jī)規(guī)模持續(xù)擴(kuò)大，火電機(jī)組在系統(tǒng)中的運(yùn)行角色正由“基礎(chǔ)電源”加速轉(zhuǎn)向“調(diào)節(jié)性與保障性電源”，利用小時(shí)數(shù)下降、市場化電價(jià)承壓等問題日益凸顯，導(dǎo)致火電機(jī)組單純依賴電能量市場已難以覆蓋其合理成本并維持必要投資回報(bào)。因此，在之前容量電價(jià)機(jī)制的基礎(chǔ)上，“114號(hào)文”建議將容量電價(jià)回收煤電機(jī)組固定成本的回收比例提升至不低于50%，并允許各地結(jié)合市場建設(shè)進(jìn)度、煤電利用小時(shí)數(shù)等因素進(jìn)一步提高回收比例。這一變化將保障火電機(jī)組在能源轉(zhuǎn)型中的生存與發(fā)展空間，強(qiáng)化了容量電價(jià)在煤電收益結(jié)構(gòu)中的基礎(chǔ)性地位。按照既有政策口徑，燃煤機(jī)組固定成本執(zhí)行330元/千瓦每年的全國統(tǒng)一標(biāo)準(zhǔn)，對(duì)應(yīng)容量電價(jià)最低水平約為165元/千瓦每年。
以蒙西電網(wǎng)100兆瓦裝機(jī)容量的煤電機(jī)組為例，在2025年30%的容量電價(jià)回收比例下，示例機(jī)組2025年總?cè)萘侩娰M(fèi)為990萬元，按照5500小時(shí)的年利用小時(shí)數(shù)計(jì)算，容量電價(jià)約為18元/兆瓦時(shí)，在2026年的政策背景下，示例機(jī)組容量電費(fèi)為1650萬元，在4500利用小時(shí)數(shù)下，預(yù)計(jì)容量電價(jià)約為36.67元/兆瓦時(shí)。
對(duì)于天然氣發(fā)電機(jī)組，考慮其燃料成本更高、運(yùn)行方式更靈活，在應(yīng)對(duì)新能源波動(dòng)性和系統(tǒng)調(diào)峰中的功能更為突出，“114號(hào)文”首次在國家層面系統(tǒng)性提出建立天然氣發(fā)電（氣電）的容量電價(jià)機(jī)制，該政策建議顯著改善其經(jīng)濟(jì)性與生存環(huán)境，推動(dòng)其從“邊緣備用”轉(zhuǎn)向新型電力系統(tǒng)中不可或缺的靈活調(diào)節(jié)與清潔頂峰電源。
二、建立電網(wǎng)側(cè)獨(dú)立新型儲(chǔ)能容量電價(jià)機(jī)制
【原文內(nèi)容摘要】
對(duì)服務(wù)于電力系統(tǒng)安全運(yùn)行、未參與配儲(chǔ)的電網(wǎng)側(cè)獨(dú)立新型儲(chǔ)能電站，各地可給予容量電價(jià)。容量電價(jià)水平以當(dāng)?shù)孛弘娙萘侩妰r(jià)標(biāo)準(zhǔn)為基礎(chǔ)，根據(jù)頂峰能力按一定比例折算（折算比例為滿功率連續(xù)放電時(shí)長除以全年最長凈負(fù)荷高峰持續(xù)時(shí)長，最高不超過1），并考慮電力市場建設(shè)進(jìn)展、電力系統(tǒng)需求等因素確定。電網(wǎng)側(cè)獨(dú)立新型儲(chǔ)能電站實(shí)行清單制管理，管理要求由國家能源局根據(jù)電力供需形勢分析及保供舉措等另行明確，項(xiàng)目具體清單由省級(jí)能源主管部門會(huì)同價(jià)格主管部門制定。
在“114號(hào)文”中，涉及儲(chǔ)能容量電價(jià)政策的變化主要是以下兩方面：
儲(chǔ)能容量電價(jià)錨定煤電機(jī)組容量機(jī)組；
根據(jù)頂峰能力貢獻(xiàn)度對(duì)容量電費(fèi)進(jìn)行折算。
這一設(shè)計(jì)強(qiáng)化了容量電價(jià)與“頂峰保障能力”的技術(shù)關(guān)聯(lián)，引導(dǎo)儲(chǔ)能項(xiàng)目在規(guī)劃和運(yùn)行中更加注重對(duì)系統(tǒng)高峰時(shí)段的有效支撐，強(qiáng)調(diào)其服務(wù)系統(tǒng)安全和保供的功能屬性，在保障儲(chǔ)能電站基礎(chǔ)收益的同時(shí)，也促使其運(yùn)營收益更依賴對(duì)電力負(fù)荷特性和價(jià)格信號(hào)的精細(xì)化判斷。
以蒙西市場2026年投產(chǎn)的儲(chǔ)能場站為例
（100MW/400MWh，85%充放電效率）
假設(shè)2026年年度放電量為：
400MWh × 365天 ×1.25次（平均情況下）× 85% = 155125MWh
“114號(hào)文”發(fā)布前，對(duì)應(yīng)容量電費(fèi)為：
155125MWh × 280元/MWh = 4343.5萬元/年
“114號(hào)文”發(fā)布后，若以蒙西當(dāng)?shù)孛弘娙萘侩妰r(jià)標(biāo)準(zhǔn)為基礎(chǔ)預(yù)計(jì)儲(chǔ)能電站對(duì)應(yīng)容量電費(fèi)為：
4小時(shí) × 1.25次 ÷ 6小時(shí)/年 × 165元/kW × 100000kW = 1375萬元/年
*以上測算為目前粗略估計(jì)，具體執(zhí)行情況還要等各省發(fā)布實(shí)施細(xì)則后精準(zhǔn)分析
根據(jù)上述示例可以看到“114號(hào)文”所推動(dòng)的容量電價(jià)機(jī)制改革，將讓儲(chǔ)能電站的經(jīng)濟(jì)性和收益水平面臨重大考驗(yàn)，儲(chǔ)能場站應(yīng)主動(dòng)向“提供可靠系統(tǒng)容量”的角色轉(zhuǎn)型：優(yōu)先建設(shè)4小時(shí)及以上長時(shí)獨(dú)立儲(chǔ)能項(xiàng)目，提升頂峰貢獻(xiàn)系數(shù)，積極納入電網(wǎng)側(cè)管理清單，強(qiáng)化運(yùn)維與調(diào)度響應(yīng)能力以通過考核，并構(gòu)建“容量電費(fèi)+電量套利+輔助服務(wù)”的收益模式，從短期套利轉(zhuǎn)向長期價(jià)值運(yùn)營，才能在新型電力系統(tǒng)中實(shí)現(xiàn)可持續(xù)盈利。
三、完善抽水蓄能容量電價(jià)機(jī)制
【原文內(nèi)容摘要】
《關(guān)于進(jìn)一步完善抽水蓄能價(jià)格形成機(jī)制的意見》（發(fā)改價(jià)格〔2021〕633號(hào)，簡稱“633號(hào)文”）出臺(tái)前開工（取得取水、臨時(shí)用地、環(huán)評(píng)批復(fù)文件，下同）建設(shè)的電站，容量電價(jià)繼續(xù)實(shí)行政府定價(jià)，具體由省級(jí)價(jià)格主管部門按照“633號(hào)文”辦法核定或校核。電站經(jīng)營期滿后，按照彌補(bǔ)必要技術(shù)改造支出和運(yùn)行維護(hù)成本的原則重新核價(jià)。
按照“633號(hào)文”明確的逐步實(shí)現(xiàn)主要通過參與市場回收成本、獲得收益的精神，該文件出臺(tái)后開工建設(shè)的電站，由省級(jí)價(jià)格主管部門每3—5年按經(jīng)營期內(nèi)彌補(bǔ)平均成本的原則，根據(jù)“633號(hào)文”明確的成本參數(shù)規(guī)則，制定省級(jí)電網(wǎng)同期新開工電站統(tǒng)一的容量電價(jià)（滿功率發(fā)電時(shí)長低于6小時(shí)的相應(yīng)折減）。執(zhí)行年限可統(tǒng)籌考慮電力市場建設(shè)發(fā)展、電力系統(tǒng)需求、電站可持續(xù)發(fā)展等情況確定。同時(shí)，抽水蓄能電站自主參與電能量、輔助服務(wù)等市場，獲得的市場收益按比例由電站分享，分享比例由省級(jí)價(jià)格主管部門確定；其余部分沖減系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用、由用戶分享。
上述條款確立了抽水蓄能電站“新老劃斷、逐步市場化”的電價(jià)形成機(jī)制，體現(xiàn)了從計(jì)劃定價(jià)向市場定價(jià)過渡的漸進(jìn)式改革思路。對(duì)于“633號(hào)文”出臺(tái)前開工的已有項(xiàng)目，經(jīng)營期內(nèi)繼續(xù)執(zhí)行政府核定的容量電價(jià)，確保已投建項(xiàng)目的合理收益；經(jīng)營期滿后僅補(bǔ)償必要技術(shù)改造支出和運(yùn)維成本，防止折舊完畢后形成超額利潤，既保障存量資產(chǎn)安全運(yùn)行，又避免長期行政保護(hù)。對(duì)于“633號(hào)文”出臺(tái)后開工的新增項(xiàng)目，建立3-5年定期校核機(jī)制，通過動(dòng)態(tài)調(diào)整實(shí)現(xiàn)造價(jià)風(fēng)險(xiǎn)共擔(dān)；制定了6小時(shí)折減規(guī)則，將滿功率發(fā)電時(shí)長作為容量定價(jià)的核心技術(shù)約束，以價(jià)格信號(hào)抑制短庫容電站投資，引導(dǎo)資源向長時(shí)調(diào)節(jié)型電源配置。
總體來看，“114號(hào)文”圍繞新型電力系統(tǒng)建設(shè)中的“容量價(jià)值”這一核心問題，系統(tǒng)提出了煤電、氣電、抽水蓄能和電網(wǎng)側(cè)獨(dú)立新型儲(chǔ)能的容量電價(jià)與可靠容量補(bǔ)償機(jī)制，明確了容量成本回收路徑和調(diào)節(jié)能力的價(jià)格信號(hào)。政策通過提高煤電容量電價(jià)回收比例、首次在國家層面提出氣電容量電價(jià)機(jī)制、按頂峰貢獻(xiàn)折算儲(chǔ)能和抽水蓄能容量價(jià)值，并在現(xiàn)貨市場條件成熟后引入可靠容量補(bǔ)償，推動(dòng)發(fā)電側(cè)從“以電量收益為主”向“電量、容量與調(diào)節(jié)能力并重”轉(zhuǎn)型。
同時(shí)，該文件配套完善系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用歸集和電費(fèi)結(jié)算規(guī)則，有效緩解了調(diào)節(jié)性電源的經(jīng)營壓力，更向市場傳遞了清晰的政策導(dǎo)向——未來電力資源的價(jià)值將由其對(duì)系統(tǒng)安全與靈活性的貢獻(xiàn)決定，為高比例可再生能源并網(wǎng)下的電力保供和能源轉(zhuǎn)型提供了堅(jiān)實(shí)的制度保障。
