中國儲能網(wǎng)訊：中國最新容量電價改革標志著補償電力系統(tǒng)資源的明確轉變，即從基于裝機容量轉向基于可靠容量。通過大幅提高煤電容量電價、調(diào)整抽水蓄能補償方式，并首次建立全國性電網(wǎng)側獨立新型儲能容量電價機制，該政策重塑了投資激勵機制，也明確了中國在一個日益由風光主導的電力系統(tǒng)中將如何管理電力供應充裕性風險。
上調(diào)煤電容量電價，釋放向可靠容量轉型的信號
2026年1月出臺的政策將煤電容量電價上調(diào)65%，達到每年每千瓦165元人民幣（約合23.80美元），至少可覆蓋50%的固定成本。省級價格主管部門可對天然氣發(fā)電建立容量電價機制。對于面臨利用小時數(shù)下降的煤電機組，盡管這一短期調(diào)整提供了即時財務支持，但更重要的信號在于結構性轉變：未來容量電價將日益反映各地區(qū)的可靠容量情況，而非單一的全國性基準。
中國計畫摒棄基于特定技術的容量電價模式，轉而采用基于可靠性的統(tǒng)一容量補償機制。在此框架下，發(fā)電與儲能技術間的競爭將圍繞頂峰時段持續(xù)穩(wěn)定供電能力，而非僅憑裝機容量——這標志著中國向更加成熟的電力市場邁出重要一步。
抽水蓄能告別保障性收入
此次改革還收緊了抽水蓄能的容量電價機制，尤其是針對新開工項目。此前，抽水蓄能項目高度依賴行政部門對逐個項目設定的容量電價，旨在保障收益，這雖然有利于項目快速部署，但對成本控制和高效選址的激勵作用有限。
2021年633號文出臺后開工的抽水蓄能項目將面臨更大市場風險。容量電價將基于省內(nèi)平均項目成本，并根據(jù)持續(xù)放電能力進行調(diào)整。開發(fā)商還需更積極參與電能量和輔助服務市場。此舉降低了對保障性收入的依賴，并將更多收益風險轉移至開發(fā)商，同時使投資更契合實際系統(tǒng)可靠性需求。
此項政策調(diào)整之際，中國抽水蓄能儲備項目已有望大幅超出國家規(guī)劃目標，促使政策制定者采取措施遏制單靠保障性收入驅(qū)動的過度投資。
建立電網(wǎng)側獨立新型儲能容量電價機制
該政策首次在國家層面為電網(wǎng)側獨立儲能電站建立容量電價機制，容量電價水平與頂峰能力和放電時長掛鉤。對于僅靠能源套利和輔助服務收入不足以確保儲能項目可融資性的地區(qū)，這是一項重要支持機制。
但項目資格實行清單制管理，管理要求由國家能源局制定。此舉有效限制了執(zhí)行容量電價的儲能擴張，降低了政策驅(qū)動的過度建設風險。
在當前煤電容量電價標準框架下，短時儲能系統(tǒng)可能看似具有吸引力，但長期來看，政策將轉向可靠容量補償機制，更傾向于支持可再生能源占比高的系統(tǒng)中頂峰時段能夠持續(xù)穩(wěn)定供電的長時儲能資產(chǎn)。
電價與棄電影響將因地而異
更高容量電價將降低燃煤電廠通過電能量市場收益收回固定成本的依賴。在供過于求地區(qū)，此舉可能促使燃煤電廠在中長期市場和現(xiàn)貨市場更激進投標，從而壓低電價。取消最低電價須維持在煤電基準電價20%范圍內(nèi)的限制，以及放寬中長期合同覆蓋要求，將放大此效應。
該影響具有顯著區(qū)域差異性。在供電緊張地區(qū)，類似條件反而可能增強發(fā)電企業(yè)的議價能力。
這項改革還通過鼓勵投資靈活資源、適當放寬煤電中長期合同簽約比例要求，逐步緩解可再生能源棄電問題。但輸電瓶頸在多個地區(qū)仍是制約因素，棄電問題的改善將是一個漸進過程。
對風電和光伏投資的影響
容量電價機制通過增強系統(tǒng)靈活性和降低棄電風險，改善了風電和光伏在電力系統(tǒng)中的處境。但這并非可再生能源部署的關鍵驅(qū)動力，其發(fā)展仍取決于政策目標、電網(wǎng)擴容和需求成長。隨著電價日益市場化，差價結算機制將成為抵御收入波動的主要對沖工具。
總體而言，此次改革是中國電力系統(tǒng)向更加市場化、以可靠性為核心的方向邁出的關鍵一步，對靈活性投資以及整合中國快速擴張的可再生能源發(fā)電具有深遠影響。
