政策核心内容 - 国家发改委与能源局联合发布通知，首次在国家层面明确建立电网侧独立新型储能容量电价机制 [1] - 通知对现行煤电、气电、抽水蓄能容量电价机制进行了完善 [1] - 现行容量电价机制被认为已难以适应新形势 [1] 煤电与气电容量电价机制 - 各地将通过容量电价回收煤电机组固定成本的比例提升至不低于50% [1] - 煤电容量电价标准为每年每千瓦165元 [1] - 可参照煤电容量电价的确定方法建立气电容量电价机制 [1] 抽水蓄能容量电价机制 - 对2021年633号文件出台前开工建设的电站，维持现行价格机制不变，具体由各地制定或校核 [2] - 对633号文件出台后开工建设的电站，实行“一省一价”，由各地按照弥补平均成本的原则制定当地统一的容量电价 [2] - 电站可自主参与电力市场，获得的收益由电站和用户分享 [2] 电网侧独立新型储能容量电价机制 - 各地可根据当地煤电容量电价标准，结合放电时长和顶峰时贡献等因素，建立电网侧独立新型储能容量电价机制 [2] - 新型储能容量电价以当地煤电容量电价为基础，根据其顶峰支撑能力按比例折算 [2] - 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直接挂钩，以真实反映储能对系统顶峰保障的实际贡献 [2] - 该机制使新型储能在容量机制中的政策身份更加清晰、收益预期更加稳定 [2] 新型储能商业模式与定位 - 新型储能可与电力系统“源—网—荷”各环节有效耦合、发挥功能 [3] - 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 [3] - 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与收益 [3] - 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、辅助服务市场以及容量电价获取收益 [3]