中國儲能網(wǎng)訊：“到2035年，非化石能源消費占比達30%以上，風電和太陽能發(fā)電總裝機容量力爭達36億千瓦”。隨著新能源裝機占比提升，調(diào)節(jié)性資源對保障電網(wǎng)安全、促進新能源消納至關重要。如何兼顧系統(tǒng)需求、調(diào)節(jié)效果與經(jīng)濟性，設計合理容量價格機制，公平反映調(diào)節(jié)資源價值，引導新型儲能、抽水蓄能、煤電和氣電布局，并保障其合理收益，成為關鍵課題。
調(diào)節(jié)資源容量電價機制總體思路
調(diào)節(jié)資源容量價格機制需統(tǒng)籌全國統(tǒng)一大市場建設、電力系統(tǒng)安全保供與綠色低碳發(fā)展，推動有效市場與有為政府結(jié)合，堅持市場化方向與系統(tǒng)思維，銜接現(xiàn)有政策及電力市場進程。需結(jié)合各省調(diào)節(jié)需求與電價承受力，依據(jù)調(diào)節(jié)速率、響應時間、頂峰時長等性能指標，建立以功能和效用為導向的價格機制；通過價格政策與市場化機制結(jié)合，明確中長期價格思路，穩(wěn)定投資預期，逐步實現(xiàn)調(diào)節(jié)資源市場化配置，引導煤電、抽水蓄能、新型儲能健康發(fā)展。
鑒于抽水蓄能與新型儲能在成本、政策銜接上的差異，近期可建立相對獨立且關聯(lián)的容量電價機制，同時深化完善煤電容量電價政策；未來結(jié)合電力市場發(fā)展，構(gòu)建系統(tǒng)充裕度指標體系與評估機制，研究各類電源置信容量及調(diào)節(jié)時長計算方式，適時建立匹配電能量市場與輔助服務市場的容量市場。
煤電容量電價機制優(yōu)化完善思路
煤電容量電價政策對提升系統(tǒng)保供調(diào)節(jié)能力、推動煤電轉(zhuǎn)型、改善企業(yè)經(jīng)營作用顯著，建議繼續(xù)執(zhí)行《關于建立煤電容量電價機制的通知》（發(fā)改價格〔2023〕1501號），分省調(diào)整容量電價比例與標準，解決現(xiàn)存問題，未來逐步過渡至容量市場。
分類優(yōu)化固定成本回收比例。結(jié)合各省煤電轉(zhuǎn)型情況、系統(tǒng)需求，兼顧機組經(jīng)營效益與固定成本回收差異，分類調(diào)整容量電價水平：湖南、廣西、云南、江西4?。▍^(qū)）因煤電利用小時低、煤價高，建議調(diào)至330元；四川、河南、青海等7省（市）因煤電經(jīng)營差，建議調(diào)至230元；其他?。▍^(qū)、市）建議不低于165元，保障煤電行業(yè)可持續(xù)發(fā)展。
推進容量電價與電量電價脫鉤。初期將容量電價與電量電價折算后對標煤電基準電價120%，雖銜接了既有政策，但遠期不利于反映變動成本與發(fā)揮容量電價兜底作用。隨著煤電功能轉(zhuǎn)型，建議各省加快二者脫鉤，按系統(tǒng)需求優(yōu)化容量電價以反映支撐調(diào)節(jié)價值；通過中長期市場與現(xiàn)貨市場形成電量電價，充分體現(xiàn)變動成本與市場供需。
規(guī)范最大可用容量認定與考核。建議出臺統(tǒng)一實施細則，明確煤電機組最大技術(shù)出力申報、容量電費考核原則，避免重復、過度或欠考核；厘清容量電費考核與各省“兩個細則”考核的銜接關系，若二者存在重疊考核，按從嚴不重復原則僅計一次。
明確跨省跨區(qū)交易容量電費分攤。明確參與跨省跨區(qū)交易機組在送受雙方及多受電省份間的分攤原則與結(jié)算模式：配套機組按分電比例和送電頂峰容量確定分攤比例；非配套機組由送端先按本地容量電價向機組結(jié)算，受端再根據(jù)月度最大負荷日輸電通道最大頂峰容量，按送端電價向送端支付容量電費，沖抵送端系統(tǒng)運行費。
理順熱電聯(lián)產(chǎn)機組成本疏導路徑。按“誰受益、誰分擔”原則，厘清熱電聯(lián)產(chǎn)機組發(fā)電與供熱的固定成本占比，分別通過電價、熱價疏導至用戶。對“以熱定電”的公用燃煤背壓機組及規(guī)定熱電比的抽凝機組，因其發(fā)電出力受供熱量限制，難以匹配系統(tǒng)需求，容量電費考核應考慮折減；對承擔民生供熱導致效益損失的機組，應通過調(diào)整熱價疏導成本，保障合理利潤。
抽水蓄能容量電價機制改革路徑
建議結(jié)合抽水蓄能建設時序、地區(qū)成本差異、調(diào)度模式及電力市場進程，近期分區(qū)域（?。⒎蛛A段設計容量電價機制，未來過渡至匹配電能量市場與輔助服務市場的容量市場，與其他調(diào)節(jié)資源同臺競技，發(fā)揮其轉(zhuǎn)動慣量與放電時長優(yōu)勢。
堅持市場化導向，新老劃斷分策實施。為保持政策延續(xù)性，與《關于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革促進新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136 號）“新老劃斷、分策實施”思路一致：《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》（發(fā)改價格〔2021〕633號）（以下簡稱“633號文”）出臺前的48座電站，仍執(zhí)行已核定容量電價，市場電能量價差大、調(diào)節(jié)需求高的省區(qū)，可鼓勵其自愿退出參與市場競爭；633號文出臺后的電站，按區(qū)域先進標桿容量電價或區(qū)域競爭性容量配置確定電價，且競爭性配置需提前3~5年開展招標（因抽蓄建設期為5~6年）。
分省建立區(qū)域標桿電價，鼓勵收益抵扣。2026~2030年新增抽蓄裝機約10394萬千瓦，考慮地區(qū)成本差異及未來造價上漲趨勢，采用先進標桿電價機制需結(jié)合成本監(jiān)審結(jié)果分省測算；同時鼓勵抽蓄參與電力市場，其收益按比例抵扣容量電價，在增加抽蓄收益的同時減輕用戶系統(tǒng)運行費用負擔。
科學評估需求與經(jīng)濟性，規(guī)劃資源布局。科學評估各省調(diào)節(jié)資源容量需求與經(jīng)濟性是競爭性配置的核心。各省需結(jié)合機組裝機、爬坡約束、儲能充放電參數(shù)等技術(shù)指標，及時調(diào)節(jié)資源成本、燃料價格等經(jīng)濟參數(shù)，銜接中長期電力規(guī)劃、負荷預測與安全目標，開展長周期電力市場仿真，測算不同建設方案對用戶電價、系統(tǒng)成本、新能源消納等指標的影響，優(yōu)選方案并科學規(guī)劃調(diào)節(jié)資源布局。
新型儲能容量電價機制發(fā)展路徑
目前國家層面尚未出臺新型儲能價格機制，各省已因地制宜制定相關政策。隨著電化學儲能造價下降，其調(diào)節(jié)經(jīng)濟性逐步凸顯，且選址靈活、建設周期短，可快速布局至系統(tǒng)關鍵節(jié)點，更具市場化條件，故新型儲能容量電價應堅持“市場化為主、政策性補充”原則。其起點雖與抽水蓄能不同，但發(fā)展路徑與最終方向一致：近期與抽蓄分賽道建立區(qū)域標桿容量電價或競爭性容量配置過渡，未來參與容量市場與其他調(diào)節(jié)資源競爭。
以系統(tǒng)頂峰能力評估有效容量。新型儲能技術(shù)路線多樣，儲能時長、頂峰能力、效率與成本差異大，建議按“額定功率*滿功率放電時長/系統(tǒng)頂峰需求時長-廠用電”確定有效容量。
結(jié)合成本與電價承受力設定價格基準。近期綜合主流技術(shù)先進固定成本、煤電容量電價及系統(tǒng)電價承受力確定容量價格基準，未來通過容量市場供需形成價格。
建立基于系統(tǒng)可靠性的容量市場。容量需求規(guī)模與需求價格曲線是容量市場設計核心，國際典型市場均以系統(tǒng)可靠性為邊界確定需求曲線，且實現(xiàn)了容量充裕目標。建議逐步建立基于系統(tǒng)可靠性定價的容量市場，初期簡化可靠性指標，合理設計需求規(guī)模與價格曲線，既準確發(fā)現(xiàn)調(diào)節(jié)資源系統(tǒng)價值、形成有效激勵，又避免大幅推高終端用電價格。（李豐 張健 劉慶 韓宇超 作者單位：電力規(guī)劃設計總院）
