政策核心观点 - 国家发改委与能源局发布通知，旨在完善发电侧容量电价机制，以引导调节性电源建设、保障电力系统安全稳定运行、助力绿色发展[2][3] - 总体思路是适应新型电力系统和市场建设需要，分类完善煤电、气电、抽水蓄能及新型储能的容量电价机制，并在电力现货市场连续运行后有序建立发电侧可靠容量补偿机制[4] 分类完善容量电价机制 - 煤电及天然气发电：要求各地将煤电机组通过容量电价回收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[5] - 抽水蓄能：对633号文件出台前开工的电站，容量电价继续实行政府定价；对之后开工的电站，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容量电价，并允许电站自主参与电能量、辅助服务等市场[5][6] - 电网侧独立新型储能：对服务于系统安全、未参与配储的此类电站，各地可给予容量电价，其水平以当地煤电容量电价为基础，根据顶峰能力按一定比例折算，最高折算比例不超过1[7] 有序建立发电侧可靠容量补偿机制 - 总体要求：电力现货市场连续运行后，省级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[8] - 补偿范围：初期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，并逐步扩展至抽水蓄能等其他具备可靠容量的机组[8] - 政策衔接：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；对通知出台后开工的抽水蓄能电站，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[9] 完善相关配套政策 - 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，并放宽煤电中长期合同签约比例要求，鼓励签订灵活价格机制[10][11] - 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系统运行费用；对抽水蓄能和电网侧独立新型储能的充放电价、市场收益结算及输配电费处理方式做出了具体规定[11] - 区域共用抽水蓄能分摊：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[12] 组织实施要求 - 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，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，电网企业需配合数据测算、签订协议并做好结算工作[13] - 电价承受能力评估：省级部门需建立用户经济承受能力评估制度，评估结果将作为确定补偿标准、制定发展规划及项目核准的重要依据，未开展评估的项目不得纳入规划或给予补偿[13] - 容量电费考核：将完善并分类进行容量电费考核，引导机组提升运行水平和顶峰出力能力，对未达考核要求的机组将扣减相关费用[14]