文章核心观点 - 《关于完善发电侧容量电价机制的通知》的出台标志着中国电力市场改革在解决系统稳定性和备用电源保障问题上迈出关键一步，通过分类完善各类电源的容量电价机制，并计划未来建立基于“可靠容量”的统一补偿机制，旨在构建更成熟、高效的市场化电价体系，为新型电力系统奠定制度基础 [1][4][9] 解决现行容量电价机制遇到的新问题 - 现行机制面临三个新问题：部分地区煤电发电小时数快速下降导致现行容量电价保障力度不足；现行抽水蓄能容量电价机制对企业成本约束不足，影响项目科学布局与降本增效；各地气电、新型储能容量电价原则不统一，不利于营造公平竞争环境 [3] - 解决方案是分类完善煤电、气电、抽水蓄能、新型储能容量电价机制，并计划在电力现货市场连续运行后，适时建立基于“可靠容量”的统一发电侧补偿机制 [3] - “可靠容量”被定义为机组在电力系统顶峰时段能够持续稳定供电的容量，是衡量顶峰能力的“标尺”，未来将以此为标准公平补偿各类机组，促进不同技术类型公平竞争 [3] 完善发电容量电价机制的目的与“两步走”安排 - 容量电价旨在向在新能源大发时段“备而不发”、在系统紧张时顶峰发电的调节性电源支付费用，以保障其存在，类似于支付“座席费”或“工资” [4] - 机制安排呈现清晰的“两步走”：第一阶段是分类完善，针对不同电源特性分别制定容量电价规则；第二阶段是适时建立发电侧可靠容量补偿机制，不再区分电源类型，而是依据其在系统最紧张时提供的可靠电力能力进行补偿，实现“同工同酬” [4] - 思路从过去的分类定价，转向未来电力现货市场全面铺开后，依据各类电源的实际“出力多少”来制定容量电价标准 [4] 首次确立独立储能容量电价 - 《通知》最大亮点是首次在国家层面明确，允许各地建立电网侧独立新型储能的容量电价机制 [5][6] - 过去电网侧独立新型储能主要依附强制配储政策，缺乏与能力挂钩的盈利模式，导致部分储能“建而不用”或利用率低下 [6] - 《通知》明确对服务于电力系统安全运行、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，并提出了补偿标准、折算比例等指导原则，实行清单制管理 [6] - 行业专家指出，随着增量新能源强制配储政策取消，原有容量租赁模式难以为继，独立储能项目仅凭电能量和辅助服务市场收益不足以覆盖成本，因此亟需容量电价机制以稳定收益预期 [6] - 目前已有7个省正式发布储能容量补偿机制，以甘肃为代表，首次将电网侧新型储能纳入发电侧容量补偿机制范围 [6] - 《通知》将独立储能纳入容量电价机制，类似于“同工同酬”，可提升其收益预期，激励其发挥顶峰支撑作用，并加速推动新型储能全面参与电力市场 [6] 对储能行业的影响与收益版图 - 《通知》出台标志着独立新型储能完整收益版图成型，形成电能量、辅助服务、容量电价三大收益板块协同发力 [7] - 2026年被视为独立新型储能市场化发展元年 [7] - 容量电价机制对储能电站的技术性能、建设运营能力提出更高要求，投资运营方需科学平衡电能量、辅助服务与容量收益的关系，实现多元收益协同增长 [7] - 对地方政府而言，需做好各类调节资源的统筹规划，提前开展需求发布与风险预警，并建立严格的项目遴选、管理和评估考核体系，确保政策红利流向可靠优质的储能项目 [7] 配套市场规则优化与对用户的影响 - 为配合容量电价落地，《通知》优化了电力市场交易规则，加快实现抽水蓄能、新型储能公平入市 [8] - 《通知》优化了煤电中长期交易价格下限，允许各地调整下限，不再统一执行下浮20%的限制，使煤电能够以更具竞争力的价格与新能源竞争 [8] - 容量电价提升了煤电的固定收入保障，降低了其需通过电能量市场回收的成本 [8] - 鼓励签订灵活价格合约和推广浮动价格机制，有助于降低用户和发电企业的市场风险 [8] - 对于工商业用户，虽然增加了容量电费支付，但因电能量价格占比下降，两者形成对冲，预计2026年用户的整体电价将保持总体稳定 [8] 政策意义与未来展望 - 《通知》被视为为电力系统安全购买了一份“保险”，通过市场化手段确保无风无光时有足够电源顶峰 [9] - 该政策既解决了煤电生存的隐忧，又打开了独立新型储能的发展空间，为构建新型电力系统奠定了制度基础 [9] - 未来，随着基于“同工同酬”的可靠容量补偿机制逐步落地，一个更成熟、高效的市场化电价体系将全面形成 [9]

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]