文章核心观点 - 为适应新能源装机占比提升至2035年风电和太阳能发电总装机容量力争达36亿千瓦的目标，调节性资源对保障电网安全与新能源消纳至关重要 [2] - 核心观点是需设计合理的调节资源容量电价机制，以公平反映调节资源价值，引导新型储能、抽水蓄能、煤电和气电的合理布局，并保障其合理收益 [2] - 机制设计需统筹全国统一大市场建设、电力系统安全保供与绿色低碳发展，坚持市场化方向与系统思维，近期建立相对独立且关联的容量电价机制，远期构建容量市场 [4] 调节资源容量电价机制总体思路 - 机制需结合各省调节需求与电价承受力，依据调节速率、响应时间、顶峰时长等性能指标，建立以功能和效用为导向的价格机制 [4] - 通过价格政策与市场化机制结合，明确中长期价格思路，稳定投资预期，逐步实现调节资源市场化配置 [4] - 近期为抽水蓄能与新型储能建立相对独立且关联的容量电价机制，同时深化完善煤电容量电价政策，未来结合电力市场发展构建容量市场 [4] 煤电容量电价机制优化完善思路 - 建议继续执行煤电容量电价机制通知，分省调整容量电价比例与标准，未来逐步过渡至容量市场 [6] - 分类优化固定成本回收比例：湖南、广西、云南、江西4省（区）容量电价建议调至330元/千瓦，四川、河南、青海等7省（市）建议调至230元/千瓦，其他省（区、市）建议不低于165元/千瓦 [6] - 推进容量电价与电量电价脱钩，初期容量电价与电量电价折算后对标煤电基准电价120%，远期建议加快脱钩以通过市场形成电量电价 [6] - 规范最大可用容量认定与考核，出台统一实施细则，明确申报与考核原则，避免重复或过度考核 [7] - 明确跨省跨区交易容量电费分摊原则，配套机组按分电比例和送电顶峰容量确定分摊，非配套机组由送端先结算，受端再向送端支付 [7] - 理顺热电联产机组成本疏导路径，按"谁受益、谁分担"原则通过电价、热价疏导成本，对特定机组容量电费考核应考虑折减 [7] 抽水蓄能容量电价机制改革路径 - 近期分区域、分阶段设计容量电价机制，未来过渡至容量市场，与其他调节资源竞争 [9] - 坚持市场化导向，新老划断分策实施：对已有48座电站仍执行核定容量电价，新电站按区域先进标杆容量电价或区域竞争性容量配置确定电价 [9] - 2026~2030年新增抽蓄装机约10394万千瓦，需分省建立区域标杆电价，鼓励参与电力市场的收益按比例抵扣容量电价 [10] - 科学评估各省调节资源容量需求与经济性是竞争性配置的核心，需结合技术经济参数开展长周期电力市场仿真以优选方案 [10] 新型储能容量电价机制发展路径 - 新型储能容量电价应坚持"市场化为主、政策性补充"原则，近期与抽蓄分赛道建立区域标杆容量电价或竞争性容量配置过渡，未来参与容量市场 [12] - 建议按"额定功率×满功率放电时长/系统顶峰需求时长—厂用电"确定新型储能的有效容量 [12] - 近期综合主流技术先进固定成本、煤电容量电价及系统电价承受力设定容量价格基准，未来通过容量市场供需形成价格 [12] - 建议逐步建立基于系统可靠性定价的容量市场，初期简化可靠性指标，合理设计需求规模与价格曲线 [12]