核心观点 - 国家发改委、能源局发布114号文，完善发电侧容量电价机制，核心在于提升煤电容量电价回收比例，并将新型储能、气电、抽水蓄能全面纳入容量补偿框架，旨在增强调节性电源收入确定性，并建立对系统顶峰贡献的公平付费机制 [1][2] 煤电容量电价机制完善 - 煤电容量电价回收固定成本的比例由2024-2025年的30%左右提升至不低于50% [2] - 预计2026年煤电平均容量电费收益将从0.027元/kWh提升至0.040元/kWh [2] - 配套政策允许各地适当调整煤电中长期交易价格下限，并放宽中长期合同签约比例，鼓励签订灵活价格机制 [2] 容量补偿机制扩围至多元主体 - **电网侧独立新型储能**：首次纳入容量补偿范围，标准参照当地煤电，根据顶峰能力折算 [3] - 补偿对象为服务于电力系统安全运行且未参与配储的电网侧独立电站 [3] - 顶峰折算比例为“满功率连续放电时长/全年最长净负荷高峰持续时长”，该比例最高不超过1 [3] - 实行清单制管理，具体项目清单由省级能源及价格主管部门联合制定 [3] - **抽水蓄能**：采取“新老划断、分类施策”原则 [3] - “老电站”（2021年633号文前开工）按原文件核定电价，经营期满后重新核价 [3] - “新电站”（633号文后开工）由省级价格主管部门每3至5年制定一次省级统一容量电价 [3] - 鼓励新电站参与市场，市场收益按比例由电站分享，其余部分冲减系统运行费用 [3] - **天然气发电**：省级价格主管部门可建立容量电价机制，按照回收机组一定比例固定成本的方式确定 [3] 可靠容量补偿机制的建立方向 - 可靠容量定义为机组在全年系统顶峰时段能够持续稳定供电的容量 [4] - 电力现货市场连续运行后，将适时建立可靠容量补偿机制替代原容量电价，补偿标准以弥补边际机组未回收固定成本为基础 [4] - 新能源装机占比高、可靠容量需求大的地区应加快建立该机制 [4] - 补偿范围涵盖参与市场的煤电、气电、独立新型储能等，并逐步扩展至抽水蓄能，推动容量贡献价值统一评价，已获其他容量电价或政府定价的不重复补偿 [4] 行业影响与投资建议 - **调节性电源**：煤电、气电及抽水蓄能运营商受益于固定成本回收比例提升及市场收益分享机制 [4] - **独立新型储能**：容量电价落地将显著改善独立储能电站的收益模型，利好优质储能资产运营 [4] - **新能源**：调节性资源支撑新型电力系统建设，支持保障新能源消纳 [4] - 建议关注标的包括：火电领域的华能国际、华电国际；抽水蓄能领域的南网储能；新能源领域的龙源电力、三峡能源、中闽能源 [4]

文章核心观点 - 国家发改委与能源局联合印发《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、气电、抽水蓄能及新型储能的容量电价机制，并适时建立可靠容量补偿机制，以引导调节性电源有序建设、保障电力系统安全稳定运行、促进新能源消纳与能源绿色低碳转型 [1][3][11] 政策出台背景与目的 - 新能源已成为第一大装机电源类型，但其随机性与波动性强，需配套调节性电源（煤电、气电、抽水蓄能、新型储能）在出力不足时保障供电 [2] - 现行容量电价机制面临新问题：部分地区煤电发电小时数下降导致容量电价保障力度不足；抽水蓄能机制成本约束不足；各地气电与新型储能机制原则不统一 [3] - 完善机制旨在增强电力安全保供能力、促进调节性电源作用发挥以支撑新能源消纳、引导调节性电源科学布局与降本增效 [11] 分类完善容量电价机制的具体内容 - **煤电与气电**：各地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%，即每年每千瓦165元；气电可参照煤电方法建立容量电价机制 [3] - **抽水蓄能**：对2021年633号文件出台前开工的电站，维持现行价格机制；对之后开工的电站，实行“一省一价”，由各地按弥补平均成本原则制定统一容量电价，电站自主参与电力市场，收益与用户分享 [4][5] - **电网侧独立新型储能**：各地可根据当地煤电容量电价标准，结合放电时长和顶峰贡献等因素，建立容量电价机制 [5] 可靠容量补偿机制 - 可靠容量指机组在系统顶峰时段能持续稳定供电的容量，是衡量顶峰能力的“标尺” [6] - 各地电力现货市场连续运行后，将适时建立可靠容量补偿机制，根据可靠容量这一统一“标尺”公平补偿，不再区分机组类型，以促进不同技术公平竞争 [6] 电力市场交易与价格机制的优化 - **推动公平参与市场**：加快实现抽水蓄能、新型储能公平入市，633号文件后开工的抽水蓄能电站应自主参与市场 [7] - **优化煤电交易价格下限**：容量电价提高后，煤电通过电能量市场回收的成本下降，各地可适当调整省内煤电中长期市场交易价格下限，不再统一执行基准价下浮20%的下限，而是根据市场供需与机组变动成本合理确定 [7] - **鼓励灵活价格机制**：鼓励供需双方在中长期合同中签订随市场供需、成本变化的灵活价格机制，各地不得强制要求签订固定价，可要求年度合同中约定一定比例电量实行与现货价格等挂钩的灵活价格 [8] 对终端用户的影响 - 政策对居民、农业用户电价水平没有影响，仍执行现行目录销售电价政策 [10] - 对工商业用户，调节性电源通过电能量市场回收的成本下降与通过容量电价回收的成本上升形成“一升一降”对冲，购电成本影响不大，同时有利于保障用电需求与构建新型电力系统 [10]

政策发布与核心目标 - 国家发展改革委与国家能源局联合印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》旨在加快建设新型能源体系 引导调节性电源平稳有序建设 保障电力系统安全稳定运行 助力经济社会绿色发展 [1] - 政策核心是通过发放“保底工资”的制度性安排 推动相关电源在顶峰时发电保供 在平时为新能源让路 以保障电力系统安全平稳运行并促进新能源消纳利用 [1] 现行机制问题与完善方向 - 现行容量电价机制面临新问题 包括部分地区煤电发电小时数快速下降导致现行容量电价水平保障力度出现不足苗头 [2] - 现行抽水蓄能容量电价机制对企业成本约束不足 不利于项目科学合理布局、降本增效与有序发展 [2] - 各地气电与新型储能容量电价机制原则不统一 不利于营造公平竞争的市场环境 [2] - 为适应新型电力系统和电力市场体系建设要求 需分类完善煤电、气电、抽水蓄能、新型储能容量电价机制 并适时建立发电侧可靠容量补偿机制 [2] 各类电源容量电价机制具体完善措施 - 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% 即每年每千瓦165元 [2] - 可参照煤电容量电价的确定方法建立气电容量电价机制 [2] - 《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 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该机制 [2] 未来机制发展方向 - 《通知》要求有序建立发电侧可靠容量补偿机制 可靠容量是指机组在电力系统顶峰时段能够持续稳定供电的容量 是衡量机组顶峰能力的“标尺” [3] - 随着电力现货市场连续运行 各地将适时建立可靠容量补偿机制 根据可靠容量这一“标尺”公平给予补偿 不再区分机组类型分别制定容量电价 [3] - 此举有利于促进不同技术类型公平竞争 推动行业高质量发展 也是成熟电力市场的通行做法 [3]

政策发布与背景 - 国家发展改革委与国家能源局联合印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，旨在完善煤电、气电、抽水蓄能容量电价机制，并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] - 政策出台背景是我国新能源已成为第一大装机电源类型，但其随机性、波动性强，需配套建设调节性电源以保障电力系统安全平稳运行并促进新能源消纳利用 [1] - “十四五”时期已陆续建立煤电、抽水蓄能容量电价机制，部分省份探索了气电、新型储能容量电价机制，此次通知旨在通过制度性安排解决新出现的问题 [1] 现行机制面临的问题 - 部分地区煤电发电小时数快速下降，导致现行容量电价水平的保障力度出现不足苗头 [1] - 现行抽水蓄能容量电价机制对企业成本约束不足，不利于项目科学合理布局、降本增效与有序发展 [1] - 各地气电、新型储能容量电价机制原则不统一，不利于营造公平竞争的市场环境 [1] 新机制的核心内容 - 各地结合实际提高煤电容量电价标准，并可参照煤电建立气电容量电价机制 [2] - 对近年新开工的抽水蓄能电站，按照弥补平均成本的原则制定当地统一的容量电价 [2] - 建立电网侧独立新型储能容量电价机制，容量电价标准将结合放电时长和顶峰时贡献等因素确定 [2] - 各地电力现货市场连续运行后，将有序建立发电侧可靠容量补偿机制，根据机组顶峰能力按统一原则进行补偿，以公平反映不同机组对电力系统的顶峰贡献 [2] 政策影响与意义 - 建立可靠容量补偿机制有利于促进不同技术类型公平竞争，推动行业高质量发展，这也是成熟电力市场的通行做法 [2] - 政策对居民、农业用户电价水平没有影响，仍执行现行目录销售电价政策 [2] - 对工商业用户而言，调节性电源通过电能量市场回收的成本下降与通过容量电价回收的成本上升形成“一升一降”的对冲，因此购电成本影响不大 [2] - 完善发电侧容量电价机制，有利于加快构建新型电力系统，更好保障用户用电需求 [2]

政策背景与核心目标 - 国家发改委与国家能源局联合印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，旨在适应新型电力系统建设要求，更好保障电力系统安全稳定运行并助力能源绿色低碳转型 [1] - 完善机制的直接原因是新能源已成为第一大装机电源类型，但其随机性与波动性强，需配套调节性电源保障供电，而现行容量电价机制在保障力度、成本约束及公平性方面面临新问题 [2] 机制完善的具体方向 - 分类完善煤电、气电、抽水蓄能、新型储能的容量电价机制，以引导调节性电源合理建设并更好发挥调节作用 [2] - 在电力现货市场连续运行后，适时建立基于“可靠容量”这一统一标尺的补偿机制，不再区分机组类型，以促进不同技术公平竞争并推动行业高质量发展 [3] - 针对煤电，因容量电价提高导致其需通过电能量市场回收的成本下降，通知允许各地适当调整省内煤电中长期市场交易价格下限，不再统一执行基准价下浮20%的规定 [4] 电力市场交易与价格优化 - 推动抽水蓄能、新型储能公平参与电力市场，以形成真实价格信号并充分发挥其调节作用 [4] - 鼓励电力供需双方在中长期合同中签订随市场供需和发电成本变化的灵活价格机制，各地不得强制要求签订固定价格 [4] 政策影响分析 - 政策对居民和农业用户的电价水平没有影响，工商业用户购电成本因调节性电源成本回收的“一升一降”对冲而影响不大 [5] - 完善机制有利于增强电力安全保供能力，调动调节性电源建设积极性并提升顶峰出力 [6] - 有利于促进调节性电源作用发挥，更好支撑新能源消纳利用，助力能源绿色低碳转型 [6] - 有利于推动调节性电源健康发展，引导企业科学合理布局、加强经营管理、降本增效并促进技术创新 [6]

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]