文章核心观点 国家发改委与国家能源局联合发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，旨在通过分类完善煤电、天然气发电、抽水蓄能及新型储能的容量电价机制，并规划在电力现货市场连续运行后建立发电侧可靠容量补偿机制，以引导调节性电源建设、保障电力系统安全稳定运行，并助力能源绿色转型和新型电力系统建设 [1][2][3] 分类完善容量电价机制 - 完善煤电及天然气发电容量电价机制：要求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%，并可结合实际情况进一步提高 省级价格主管部门可对天然气发电建立容量电价机制，按回收一定比例固定成本的方式确定 [4] - 完善抽水蓄能容量电价机制：对于2021年633号文件出台前开工的电站，容量电价继续实行政府定价 对于该文件出台后开工的电站，由省级价格主管部门每3—5年按经营期内弥补平均成本的原则制定统一的容量电价，并允许电站自主参与电能量、辅助服务等市场，市场收益按比例由电站分享 [4][5][6] - 建立电网侧独立新型储能容量电价机制：对服务于系统安全、未参与配储的电网侧独立新型储能电站，各地可给予容量电价 容量电价水平以当地煤电容量电价标准为基础，根据顶峰能力按一定比例折算，折算比例为满功率连续放电时长除以全年最长净负荷高峰持续时长，最高不超过1 [6] 有序建立发电侧可靠容量补偿机制 - 可靠容量补偿机制的总体要求：电力现货市场连续运行后，省级价格主管部门应适时建立可靠容量补偿机制，对机组的可靠容量按统一原则进行补偿 补偿标准以弥补市场边际机组在电能量和辅助服务市场不能回收的固定成本为基础确定 新能源装机占比高、可靠容量需求大的地区应加快建立 [7] - 合理确定补偿范围：补偿范围可包括自主参与市场的煤电、气电和符合条件的电网侧独立新型储能等，并逐步扩展至抽水蓄能等其他具备可靠容量的机组 对获得其他保障的容量不重复补偿，政府定价的机组不予补偿 [7] - 做好与容量电价政策的衔接：可靠容量补偿机制建立后，相关煤电、气电、电网侧独立新型储能等机组不再执行原有容量电价 对本通知出台后开工建设的抽水蓄能电站，可统一执行可靠容量补偿机制并参与市场，市场收益全部由电站获得 鼓励633号文件后开工的抽水蓄能电站自主选择执行该机制 [8] 完善相关配套政策 - 完善电力市场交易和价格机制：煤电容量电价机制完善后，各地可适当调整省内煤电中长期市场交易价格下限，并适当放宽煤电中长期合同签约比例要求 鼓励在中长期合同中签订灵活价格机制，不得强制要求签订固定价，可根据情况要求年度合同中约定一定比例电量实行反映实时供需的灵活价格 [9] - 完善电费结算政策：调节性电源的容量电费、可靠容量补偿费用纳入当地系统运行费用 现货市场连续运行地区，抽水蓄能和新型储能的充放电价按市场规则或现货实时价格执行 未连续运行地区，抽水（充电）价格执行电网代理工商业用户购电价格 抽水蓄能和新型储能在充电时视作用户，需缴纳相关费用，放电电量相应退减输配电费 [10] - 明确区域共用抽水蓄能容量电费分摊方式：区域共用抽水蓄能电站的容量电费分摊比例根据容量分配比例确定，鼓励通过市场化方式优化 对于比例已明确的按明确比例执行，未明确的由相关省份主管部门协商确定并在项目核准文件中明确 [10] 做好组织实施 - 加强工作协同：省级价格主管部门需会同相关部门完善政策并适时建立可靠容量补偿机制，做好政策解读 省级能源主管部门需科学测算当地电力系统可靠容量需求 各地需加快建立健全电力市场体系，促进调节性电源公平参与各类市场 电网企业需配合数据测算、签订协议并做好收益结算等工作 [11] - 建立电价承受能力评估制度：省级价格主管部门需会同能源主管部门建立用户经济承受能力评估制度，评估结果作为确定可靠容量补偿标准、制定相关规划及核准项目的重要依据 对可靠容量充裕或用户承受能力弱的地区，要从严控制新增调节性电源项目 未开展评估的项目不得纳入规划及核准，不得给予容量电费或补偿 [11] - 加强容量电费考核：需结合对各类机组的管理要求完善容量电费考核办法，分类进行考核，引导机组提升运行水平和顶峰出力能力 可靠容量补偿机制建立后需进一步从严考核 对未达考核要求的机组，应扣减其容量电费或可靠容量补偿费用 [12]