文章核心观点 - 国家发改委新出台的发电侧容量电价机制旨在构建全国统一的容量电价体系 为煤电、气电、抽水蓄能及新型储能等调节电源提供稳定的收益补偿渠道 以解决其因市场化收益不足而发展受限的问题 从而保障新型电力系统的安全稳定运行 支持新能源大规模发展和“双碳”目标实现 [2][4][13] 政策出台背景与必要性 - 截至2025年底 中国电源总装机达38亿千瓦 其中新能源装机18亿千瓦 占比47.4% 青海、宁夏、甘肃等8个省（区）新能源装机占比已超50% 系统平衡调节矛盾突出 [3] - “十五五”期间 预计中国新能源年新增装机仍将维持在2亿千瓦以上 对调节电源的需求更为迫切 [3] - 调节电源仅靠辅助服务市场和现货市场收益难以生存 而此前全国缺乏统一机制 各省政策差异大 导致调节电源发展速度跟不上风光电源 带来保供安全隐患 [4] 新政策的核心机制与阶段划分 - 新政策标志着中国发电侧容量电价发展进入第二阶段 即“可靠容量补偿机制”阶段 未来第三阶段将是容量市场 [5] - 政策对煤电、气电、抽水蓄能和新型储能四类调节电源的容量电价机制进行了差异化安排 [6] 各类调节电源的具体政策安排 - 新型储能：首次在国家层面建立全国统一的容量电价补偿标准 按照顶峰能力给予补偿 补偿标准以当地煤电容量电价为基础按比例折算 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挂钩 [6][8] - 抽水蓄能：对633号文出台前后的项目作出差异化安排 新开工项目由省级政府按3-5年平均成本核定容量电价 并允许其自主参与电能量和辅助服务市场 [9] - 煤电：在原有1501号文基础上 要求各地提升煤电容量电价回收固定成本比例至超过50% 以缓解其经营压力 [6] - 气电：完全放权给省级能源和价格主管部门来确定容量电价 [6] 新型储能的受益与前景 - 新型储能是本次容量机制完善的最大受益主体 其政策地位得到显著提升 [7] - 新型储能装机规模从2021年的400万千瓦快速增长至2025年12月的1.4亿千瓦 已成为全国第一大储能电源 [7] - 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得165元/千瓦/年的固定容量电费 结合市场收益已可实现商业运行 [8] - 目前10万千瓦/4小时新型储能电站单位千瓦投资约2800元 随着技术进步和成本下降 其优势将进一步显现 [8] 抽水蓄能的过渡安排与盈利预期 - 政策为抽水蓄能提供了明确的过渡安排 以稳定其长期盈利能力预期 避免因定价机制突变导致项目难以为继 [10] - 633号文核准的抽水蓄能容量电价需求多在600元/千瓦·年左右 预计新建抽蓄实际可获得容量电价完全能达到600元/千瓦·年以上 [10] - 政策考虑新型储能所需容量电价仅为抽水蓄能的1/3左右 因此保留抽蓄单独定价以保障建设连续性 [10] 配套政策与落地保障 - 确定储能充放电价：统一规定储能在充电时按单一制用户缴纳输配电价 放电时按放电量退还输配电费 充放电价格按现货市场实时价格执行 [11] - 明确区域共用抽蓄费用分摊：区域共用抽蓄的容量费用按容量分配比例在各省（区）分摊 解决了长期存在的分摊难题 [11] - 权责同步下沉至省级政府：省级政府拥有项目核准权和容量电价制定权 同时也需承担由此带来的用电成本上涨压力 需统筹投资与成本关系 [12]