文章核心观点 - 国家发改委和能源局联合印发《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，引导调节性电源建设，保障电力系统安全稳定运行，并促进新能源消纳和能源绿色低碳转型 [1][2][4] 新能源发电现状与挑战 - 风电和光伏发电存在波动性大、不稳定的短板，对天气、风速和光照依赖性强，例如大风天气下风力发电机组可能因发电量过大无法全额并网而停机 [1] - 为弥补光伏发电的波动性，部分电站已配套建设大型储能设备 [1] - 电网安全稳定运行需要具备调节能力的电源承担“托底”和“调峰”作用，煤电长期以来是重要的调节性电源之一 [1] 完善容量电价机制的政策背景 - 在新型电力系统加快建设背景下，承担系统调节任务的煤电面临新挑战，部分地区煤电利用小时数快速下降，现行容量电价水平对固定成本的保障力度出现不足苗头 [2] - 现行抽水蓄能容量电价机制对成本约束不足，不利于其科学合理布局、降本增效和有序发展 [2] - 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 [2] - 相关政策需要适应新型电力系统和电力市场体系建设要求，分类完善各类电源容量电价机制，并适时建立发电侧可靠容量补偿机制 [2] 容量电价机制的具体完善措施 - 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，结合放电时长、顶峰时贡献等因素确定容量电价标准 [2] - 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 [4] - 对于新型储能，各地可根据当地煤电容量电价标准，结合放电时长、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 [4] 政策目标与预期影响 - 通过为煤电、气电等调节性电源提供“保底工资”的制度性安排，可推动相关电源在顶峰时段发电保供、在非顶峰时段为新能源“让路”，从而保障电力系统安全平稳运行，并促进新能源消纳利用 [3] - 政策明确对居民、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 [4] - 对工商业用户而言，发电侧容量电价机制完善后，调节性电源通过电能量市场回收的成本下降、通过容量电价回收的成本上升，“一升一降”形成对冲，对工商业用户购电成本影响不大 [4] - 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，对各类机组按统一原则、依据其可提供的顶峰能力给予补偿，并逐步扩展补偿范围 [4]

政策背景与意义 - 两部门发布《通知》，为煤电、气电、抽水蓄能、新型储能等重要调节电源构建了稳定的收益补偿渠道，保障其生存与发展 [1] - 该政策是继电力辅助服务市场、电力现货市场之后，国家在电力市场建设方面推出的又一关键政策，将为国家能源安全保障、“双碳”目标落地及能源强国建设奠定坚实基础 [1] - 《通知》创新提出可靠容量补偿机制，补齐了全国统一电力市场建设的关键一环 [2] 容量电价机制演进 - 我国发电侧容量电价发展可分为三个阶段：第一阶段是政府定价（如633号文和1501号文），第二阶段是容量补偿阶段（即新政策提出的可靠容量补偿机制），第三阶段是未来的容量市场 [2] - 在第二阶段，煤电、气电、抽水蓄能按照现行容量电价政策进行优化调整，新型储能首次建立全国统一的容量电价补偿标准 [2] - 新型储能统一按照顶高峰能力给予容量补偿 [2] 新型储能政策影响 - 新型储能政策地位显著提升，成为容量机制完善的最大受益主体 [3] - 政策在国家层面首次明确，服务电力系统安全运行、未参与配储的电网侧独立新型储能，可给予容量电价支持 [3] - 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，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 [4] - 2021年全国新型储能装机仅400万千瓦，到2025年12月达到1.4亿千瓦 [3] - 目前，10万千瓦/4小时新型储能电站单位千瓦投资约为2800元 [4] - 以甘肃为例，在容量电价政策支持下，4小时充电时长的储能可获取每年每千瓦165元的固定容量电费 [4] 抽水蓄能政策安排 - 政策为抽水蓄能提供明确过渡安排，稳定长期盈利能力预期 [5] - 对633号文出台前已取得关键批复并开工建设的项目，继续执行政府定价机制 [5] - 对633号文出台后新开工项目，由省级价格主管部门按照3~5年平均成本原则制定统一的容量电价 [5] - 政策明确抽水蓄能可自主参与电能量和辅助服务市场，市场收益按比例由电站分享，其余部分冲减系统运行费用、由用户分享 [5] - 新型储能需要的容量电价仅为抽水蓄能的三分之一左右 [6] - 633号文核准的抽水蓄能容量电价需求多在每年每千瓦600元左右 [7] - 预估633号文之后开工的新建抽蓄能够实际获得的容量电价完全可以达到每年每千瓦600元以上 [7] 煤电与气电政策调整 - 对于煤电，在1501号文基础上，要求各地提升煤电容量电价回收固定成本比例至超过50% [3] - 对于气电，则完全放权给省级能源和价格主管部门来确定容量电价 [3] 配套政策完善 - 政策在国家层面统一规范储能充放电相关费用：储能在充电时按单一制用户缴纳输配电价、线损和系统运行费；在放电环节按放电量退还输配电费 [7] - 充放电价格按现货市场实时价格执行，现货价差大的北方省份独立储能充放电套利空间更大 [7] - 针对跨省、跨区共用抽水蓄能项目容量电费分摊问题，政策明确区域共用抽蓄的容量费用按照容量分配比例进行分摊 [8] - 政策在制度设计上进一步强化省级政府的统筹责任，省级政府拥有项目核准权和容量电价制定权，但也需承受项目容量电价分摊带来的工商业用户上涨压力 [8]

2025年经营业绩与财务表现 - 2025年归属于上市公司股东的净利润预计为57,740万元至75,740万元，主要因上网电价显著下行，而燃料成本下降的积极影响存在滞后且未能完全抵消电价压力 [1] - 2025年完成合并报表口径上网电量1,212.22亿千瓦时，同比增长1.46% [1] 2025年分电源类型发电量情况 - 煤电完成861.27亿千瓦时，同比增长0.46% [1] - 气电完成246.24亿千瓦时，同比减少2.72% [1] - 风电完成51.95亿千瓦时，同比增长5.14% [1] - 光伏完成40.79亿千瓦时，同比增长66.69% [1] - 水电完成5.47亿千瓦时，同比增长30.24% [1] - 生物质完成6.50亿千瓦时，同比增长4.84% [1] 在建项目与投产计划 - 截至2025年末，在建煤电装机500万千瓦，其中约300万千瓦预计2026年投产，其余预计2027年投产 [2] - 截至2025年末，在建气电（大南海、云河等）装机约294.2万千瓦，其中约97万千瓦预计2026年投产，其余预计2027年投产 [2] 未来发展规划与战略 - “十五五”规划仍在编制中，新能源发展将聚焦海上风电和新能源大基地项目，以推动电源结构优化与清洁低碳转型 [2] 沙角C电厂停运情况 - 沙角C电厂3×660MW燃煤机组已于2025年12月31日分阶段有序停运，依据是广东省发改委的相关工作方案 [2] - 停运不影响公司持续稳定经营，公司将妥善处理职工安置、资产处置及可能产生的安置费用和资产减值损失 [3]

行业与公司 * 涉及的行业为电力行业，具体政策针对发电侧各类电源，包括煤电、气电、抽水蓄能、新型（独立）储能 [1][2] * 纪要分析方为【XZ公用】，其核心观点认为该政策对电网侧（独立）储能为利好，对其他电源政策为前期延续，影响相对中性 [2] 核心观点与论据 **独立储能** * 首次提出全国统一的容量电价政策，商业模式得以理顺 [2] * 补偿标准参考当地煤电容量电价，并根据顶峰能力进行折算，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）[3] * 长时、充放电效率高的项目将获得更高收益 [3] * 此前没有容量电价或补偿标准较低、同时现货峰谷价差大的省份，其独立储能项目经济性有望提升 [3] * 以甘肃为例，净负荷高峰持续时长为6小时，一个100MW/400MWh的独立储能项目年度容量电费约为2千万元，项目全投资内部收益率（IRR）约6% [3] * 费用分摊方式为纳入当地系统运行费用由工商业用户承担，与此前部分省份在发电侧内部分摊的方式相比，可持续性更强 [3] **煤电** * 本次政策是2023年11月国家发改委相关文件的延续，当时明确煤电容量电价标准（固定成本）为330元/千瓦·年 [4] * 2024-2025年多数省份补偿30%固定成本，2026年起提升至固定成本的50%以上 [4] * 政策提出可结合当地煤电利用小时等情况进一步提高补偿比例，目前甘肃、云南等地已提升至100% [4] * 文件提出，煤电容量电价机制完善后，各地可适当调整省内煤电长协交易价格下限、适当放宽煤电长协电量签约比例要求 [4] * 伴随容量电价补偿比例提升，长协电价下限放开为大势所趋 [4] * 长协签约比例下降旨在与现货市场衔接，火电的灵活性价值有望进一步凸显 [4] **气电** * 政策提出由省级价格主管部门制定补偿政策，按照回收气电一定比例固定成本的方式确定 [5] * 此前多数省份已出台省级容量电价政策，本次文件更多为顶层设计确认 [6] **抽水蓄能** * 政策对新老项目进行划断管理 [7] * 对于2021年4月633号文出台前开工的存量项目，容量电价按原文件办法核定（项目资本金IRR 6.5%）[7] * 对于之后开工的增量项目，由省级价格主管部门每3-5年按弥补平均成本的原则制定统一的容量电价，旨在约束企业成本，促进合理布局 [7] * 抽蓄电站自主参与市场获得的收益，按省级部门确定的比例由电站分享，其余返还 [7] 其他重要内容 * 政策背景是为了适应新能源发展，保障调节电源回收成本，进而在电力供应紧张时段稳定供电 [1] * 未来发展趋势是建立发电侧可靠容量补偿机制，根据顶峰能力对各电源机组可靠容量按统一原则进行补偿，促进公平参与市场，新能源装机占比高的地区预计率先推进 [7]

公司战略与定位 - 公司将建设海南自由贸易港作为核心使命，将企业发展融入国家战略[1] - 公司将能源保供视为首要责任，致力于构建多元清洁能源支撑体系以保障电力安全[1] - 公司全力服务“清洁能源岛”升级版建设，推动“一基两翼三极+”新发展格局成熟定型，即以气电为基础调节电源，以海上风电和陆上光伏为两翼，以氢能、储能、智慧综合能源等为增长极[1] 业务发展与投资 - 公司进驻海南8年来，在琼累计投资超140亿元[1] - 公司已投运清洁能源装机超300万千瓦，年输送清洁电力超50亿千瓦时[1] - 公司在儋州海域的海上风电项目总投资120亿元，其中一场址60万千瓦已全容量并网，实现当年开工、当年投产[2] - 该项目二场址正高标准加快建设，力争年底全容量投产，全投后年发电量可达35.4亿千瓦时[2] 项目运营与成效 - 公司建成投产的海口、万宁两大百万千瓦级气电项目，已成为琼北、琼东的电源支撑，其中海口气电在超强台风期间成为海口、文昌地区电力供应重要保障[1] - 公司年输送的清洁电力相当于节约标煤46.5万吨、减排二氧化碳超260万吨[1] - 儋州海上风电项目全投后，年减排二氧化碳可达287万吨[2] - 公司在万宁、文昌等地创新“农光互补”，将数千亩沙化撂荒地变为省级“菜篮子”基地，年贡献绿电1.2亿千瓦时，并创造了大量本地就业[2] 行业趋势与公司应对 - 能源行业正经历从“政策哺育”到“市场生存”的深刻变革[2] - 公司认为唯有依靠科技创新和管理创新，才能在新赛道上保持领先[2] - 随着海南自贸港封关运作新征程开启，行业面临更大的机遇和舞台[2]

政策核心内容 - 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》，旨在引导调节性电源建设、保障电力系统安全、助力能源绿色低碳转型 [1] 机制分类完善要点 - 分类完善煤电、气电、抽水蓄能、新型储能的容量电价机制 [1] - 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 [1] - 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 [1] - 建立电网侧独立新型储能容量电价机制，结合放电时长和顶峰贡献等因素确定容量电价标准 [1] 市场与补偿机制建设 - 各地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，对各类机组根据可提供的顶峰能力按统一原则进行补偿 [2] - 结合电力市场建设和电价市场化改革等情况逐步扩展补偿范围，公平反映不同机组对电力系统的顶峰贡献 [2] - 推动抽水蓄能、新型储能公平参与电力市场 [2] - 优化煤电中长期市场交易价格下限 [2] - 鼓励供需双方签订灵活价格机制 [2] 政策影响与目标 - 政策对居民和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，通过容量电价回收的成本上升，“一升一降”形成对冲，对购电成本影响不大 [2] - 政策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，提升顶峰出力，保障电力系统安全 [3] - 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 [3] - 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、促进技术创新，高效建设新型电力系统 [3]

政策核心内容 - 国家发改委与国家能源局发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，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] - 容量电价机制与电力市场交易、价格机制密切相关，《通知》在完善容量电价机制的同时，对电力市场交易和价格机制作了相应优化完善 [1][2] 电网侧独立新型储能容量电价机制 - 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 [1] - 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 [2] - 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 [1] - 电网侧独立新型储能电站实行清单制管理，项目具体清单由省级能源主管部门会同价格主管部门制定 [2] 电力市场交易与价格机制优化 - **推动抽水蓄能、新型储能公平参与电力市场**：加快实现抽水蓄能、新型储能公平入市，特别是《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》出台后开工建设的抽水蓄能电站应自主参与电力市场 [2] - **优化煤电中长期市场交易价格下限**：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，由各地根据电力市场供需、参与市场的所有机组变动成本等情况合理确定下限 [3] - **鼓励供需双方签订灵活价格机制**：鼓励供需双方在中长期合同中签订随市场供需、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，可要求年度中长期合同中约定一定比例电量实行反映实时供需的灵活价格 [3] 政策出台背景与目的 - 近年来，中国新能源大规模发展，已成为第一大装机电源类型，但新能源随机性、波动性强，必须配套建设一定规模的调节性电源 [4] - 为引导调节性电源合理建设、支持其更好发挥调节作用，“十四五”期间国家陆续建立煤电、抽水蓄能容量电价机制，部分省份探索建立了气电、新型储能容量电价机制 [4] - 通过发放“保底工资”的制度性安排，推动相关电源顶峰时发电保供、平时为新能源让路，保障电力系统安全平稳运行，促进新能源消纳利用 [4] - 随着新型电力系统建设发展，现行容量电价机制遇到新情况新问题，需适应新要求，分类完善煤电、气电、抽水蓄能、新型储能容量电价机制，适时建立发电侧可靠容量补偿机制 [5]

政策核心内容 - 国家发展改革委与国家能源局发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》旨在深化能源领域改革 [1] - 政策核心是分类完善煤电、气电、抽水蓄能及新型储能的容量电价机制 [1] 各类电源容量电价机制 - 各地可结合实际提高煤电容量电价标准 [2] - 各地可参照煤电机制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其标准将结合放电时长和顶峰时贡献等因素确定 [2] 政策背景与目的 - 风电、光伏等新能源比例提高但其发电具有间歇性与不可控性 [2] - 煤电、气电、抽水蓄能、新型储能等调节电源是保障电力系统稳定的稳定器与安全阀 [2] - 容量电价本质是为电力系统支付的安全保障费用用于补偿调节电源的备用价值 [2] - 政策旨在调动企业投资建设调节电源的积极性以保障电力供应安全并满足用户需求 [2] - 政策有利于推动新能源高质量发展并促进经济社会绿色低碳转型 [2]

政策核心 - 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，引导调节性电源建设，保障电力系统安全稳定运行，并助力能源绿色低碳转型 [1] 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要求配套建设调节性电源（如煤电、气电、抽水蓄能、新型储能）以保障供电稳定 [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快速下降导致容量电价保障力度不足；抽水蓄能机制对企业成本约束不足；各地气电与新型储能机制原则不统一，不利于公平竞争 [3] - 完善机制旨在适应新型电力系统建设要求，分类完善各类电源容量电价，并适时建立可靠容量补偿机制，以更好保障系统安全与促进能源转型 [3] 各类电源容量电价机制完善要点 - **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；气电容量电价机制可参照煤电方法建立 [4] - **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，同时电站自主参与电力市场，收益与用户分享 [4] - **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 [4] 可靠容量补偿机制 - 可靠容量是衡量机组在顶峰时段持续稳定供电能力的“标尺”，不同类型机组顶峰能力不同 [5] - 在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，此为成熟电力市场通行做法 [5] 电力市场交易与价格机制优化 - **推动公平入市**：加快实现抽水蓄能、新型储能公平参与电力市场，特别是633号文件后开工的抽水蓄能电站应自主参与市场，以充分发挥调节作用 [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，因此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，而是根据市场供需和机组变动成本等情况合理确定 [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、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，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 [7] 对终端用户的影响 - 政策对居民和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 [8] - 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对冲，因此购电成本影响不大，同时有利于保障用电需求与构建新型电力系统 [8] 政策的积极作用 - 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，提升顶峰出力 [9] - 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 [9] - 有利于推动调节性电源健康发展，引导科学合理布局、加强经营管理、降本增效并促进技术创新，高效建设新型电力系统 [9]

文章核心观点 - 国家发改委新出台的发电侧容量电价机制旨在构建全国统一的容量电价体系 为煤电、气电、抽水蓄能及新型储能等调节电源提供稳定的收益补偿渠道 以解决其因市场化收益不足而发展受限的问题 从而保障新型电力系统的安全稳定运行 支持新能源大规模发展和“双碳”目标实现 [2][4][13] 政策出台背景与必要性 - 截至2025年底 中国电源总装机达38亿千瓦 其中新能源装机18亿千瓦 占比47.4% 青海、宁夏、甘肃等8个省（区）新能源装机占比已超50% 系统平衡调节矛盾突出 [3] - “十五五”期间 预计中国新能源年新增装机仍将维持在2亿千瓦以上 对调节电源的需求更为迫切 [3] - 调节电源仅靠辅助服务市场和现货市场收益难以生存 而此前全国缺乏统一机制 各省政策差异大 导致调节电源发展速度跟不上风光电源 带来保供安全隐患 [4] 新政策的核心机制与阶段划分 - 新政策标志着中国发电侧容量电价发展进入第二阶段 即“可靠容量补偿机制”阶段 未来第三阶段将是容量市场 [5] - 政策对煤电、气电、抽水蓄能和新型储能四类调节电源的容量电价机制进行了差异化安排 [6] 各类调节电源的具体政策安排 - **新型储能**：首次在国家层面建立全国统一的容量电价补偿标准 按照顶峰能力给予补偿 补偿标准以当地煤电容量电价为基础按比例折算 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挂钩 [6][8] - **抽水蓄能**：对633号文出台前后的项目作出差异化安排 新开工项目由省级政府按3-5年平均成本核定容量电价 并允许其自主参与电能量和辅助服务市场 [9] - **煤电**：在原有1501号文基础上 要求各地提升煤电容量电价回收固定成本比例至超过50% 以缓解其经营压力 [6] - **气电**：完全放权给省级能源和价格主管部门来确定容量电价 [6] 新型储能的受益与前景 - 新型储能是本次容量机制完善的最大受益主体 其政策地位得到显著提升 [7] - 新型储能装机规模从2021年的400万千瓦快速增长至2025年12月的1.4亿千瓦 已成为全国第一大储能电源 [7] - 以甘肃为例 在容量电价政策支持下 4小时充电时长的储能可获得165元/千瓦/年的固定容量电费 结合市场收益已可实现商业运行 [8] - 目前10万千瓦/4小时新型储能电站单位千瓦投资约2800元 随着技术进步和成本下降 其优势将进一步显现 [8] 抽水蓄能的过渡安排与盈利预期 - 政策为抽水蓄能提供了明确的过渡安排 以稳定其长期盈利能力预期 避免因定价机制突变导致项目难以为继 [10] - 633号文核准的抽水蓄能容量电价需求多在600元/千瓦·年左右 预计新建抽蓄实际可获得容量电价完全能达到600元/千瓦·年以上 [10] - 政策考虑新型储能所需容量电价仅为抽水蓄能的1/3左右 因此保留抽蓄单独定价以保障建设连续性 [10] 配套政策与落地保障 - **确定储能充放电价**：统一规定储能在充电时按单一制用户缴纳输配电价 放电时按放电量退还输配电费 充放电价格按现货市场实时价格执行 [11] - **明确区域共用抽蓄费用分摊**：区域共用抽蓄的容量费用按容量分配比例在各省（区）分摊 解决了长期存在的分摊难题 [11] - **权责同步下沉至省级政府**：省级政府拥有项目核准权和容量电价制定权 同时也需承担由此带来的用电成本上涨压力 需统筹投资与成本关系 [12]