中國儲能網(wǎng)訊：近日，國家發(fā)改委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)《關(guān)于完善發(fā)電側(cè)容量電價機制的通知》（發(fā)改價格〔2026〕114號，以下簡稱“114號文”），文件通過分類完善煤電、氣電、抽水蓄能及新型儲能容量電價機制，有序建立可靠容量補償機制，保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行，助力能源綠色低碳轉(zhuǎn)型。
一、完善煤電及天然氣發(fā)電容量電價機制
【原文內(nèi)容摘要】
各地按照《關(guān)于建立煤電容量電價機制的通知》(發(fā)改價格〔2023〕1501號)要求，將通過容量電價回收煤電機組固定成本的比例提升至不低于50%,可結(jié)合當(dāng)?shù)厥袌鼋ㄔO(shè)、煤電利用小時數(shù)等實際情況進一步提高。省級價格主管部門可對天然氣發(fā)電建立容量電價機制，容量電價按照回收天然氣發(fā)電機組一定比例固定成本的方式確定。
隨著新能源裝機規(guī)模持續(xù)擴大，火電機組在系統(tǒng)中的運行角色正由“基礎(chǔ)電源”加速轉(zhuǎn)向“調(diào)節(jié)性與保障性電源”，利用小時數(shù)下降、市場化電價承壓等問題日益凸顯，導(dǎo)致火電機組單純依賴電能量市場已難以覆蓋其合理成本并維持必要投資回報。因此，在之前容量電價機制的基礎(chǔ)上，“114號文”建議將容量電價回收煤電機組固定成本的回收比例提升至不低于50%，并允許各地結(jié)合市場建設(shè)進度、煤電利用小時數(shù)等因素進一步提高回收比例。這一變化將保障火電機組在能源轉(zhuǎn)型中的生存與發(fā)展空間，強化了容量電價在煤電收益結(jié)構(gòu)中的基礎(chǔ)性地位。按照既有政策口徑，燃煤機組固定成本執(zhí)行330元/千瓦每年的全國統(tǒng)一標準，對應(yīng)容量電價最低水平約為165元/千瓦每年。
以蒙西電網(wǎng)100兆瓦裝機容量的煤電機組為例，在2025年30%的容量電價回收比例下，示例機組2025年總?cè)萘侩娰M為990萬元，按照5500小時的年利用小時數(shù)計算，容量電價約為18元/兆瓦時，在2026年的政策背景下，示例機組容量電費為1650萬元，在4500利用小時數(shù)下，預(yù)計容量電價約為36.67元/兆瓦時。
對于天然氣發(fā)電機組，考慮其燃料成本更高、運行方式更靈活，在應(yīng)對新能源波動性和系統(tǒng)調(diào)峰中的功能更為突出，“114號文”首次在國家層面系統(tǒng)性提出建立天然氣發(fā)電（氣電）的容量電價機制，該政策建議顯著改善其經(jīng)濟性與生存環(huán)境，推動其從“邊緣備用”轉(zhuǎn)向新型電力系統(tǒng)中不可或缺的靈活調(diào)節(jié)與清潔頂峰電源。
二、建立電網(wǎng)側(cè)獨立新型儲能容量電價機制
【原文內(nèi)容摘要】
對服務(wù)于電力系統(tǒng)安全運行、未參與配儲的電網(wǎng)側(cè)獨立新型儲能電站，各地可給予容量電價。容量電價水平以當(dāng)?shù)孛弘娙萘侩妰r標準為基礎(chǔ)，根據(jù)頂峰能力按一定比例折算（折算比例為滿功率連續(xù)放電時長除以全年最長凈負荷高峰持續(xù)時長，最高不超過1），并考慮電力市場建設(shè)進展、電力系統(tǒng)需求等因素確定。電網(wǎng)側(cè)獨立新型儲能電站實行清單制管理，管理要求由國家能源局根據(jù)電力供需形勢分析及保供舉措等另行明確，項目具體清單由省級能源主管部門會同價格主管部門制定。
在“114號文”中，涉及儲能容量電價政策的變化主要是以下兩方面：
儲能容量電價錨定煤電機組容量機組；
根據(jù)頂峰能力貢獻度對容量電費進行折算。
這一設(shè)計強化了容量電價與“頂峰保障能力”的技術(shù)關(guān)聯(lián)，引導(dǎo)儲能項目在規(guī)劃和運行中更加注重對系統(tǒng)高峰時段的有效支撐，強調(diào)其服務(wù)系統(tǒng)安全和保供的功能屬性，在保障儲能電站基礎(chǔ)收益的同時，也促使其運營收益更依賴對電力負荷特性和價格信號的精細化判斷。
以蒙西市場2026年投產(chǎn)的儲能場站為例
（100MW/400MWh，85%充放電效率）
假設(shè)2026年年度放電量為：
400MWh × 365天 ×1.25次（平均情況下）× 85% = 155125MWh
“114號文”發(fā)布前，對應(yīng)容量電費為：
155125MWh × 280元/MWh = 4343.5萬元/年
“114號文”發(fā)布后，若以蒙西當(dāng)?shù)孛弘娙萘侩妰r標準為基礎(chǔ)預(yù)計儲能電站對應(yīng)容量電費為：
4小時 × 1.25次 ÷ 6小時/年 × 165元/kW × 100000kW = 1375萬元/年
*以上測算為目前粗略估計，具體執(zhí)行情況還要等各省發(fā)布實施細則后精準分析
根據(jù)上述示例可以看到“114號文”所推動的容量電價機制改革，將讓儲能電站的經(jīng)濟性和收益水平面臨重大考驗，儲能場站應(yīng)主動向“提供可靠系統(tǒng)容量”的角色轉(zhuǎn)型：優(yōu)先建設(shè)4小時及以上長時獨立儲能項目，提升頂峰貢獻系數(shù)，積極納入電網(wǎng)側(cè)管理清單，強化運維與調(diào)度響應(yīng)能力以通過考核，并構(gòu)建“容量電費+電量套利+輔助服務(wù)”的收益模式，從短期套利轉(zhuǎn)向長期價值運營，才能在新型電力系統(tǒng)中實現(xiàn)可持續(xù)盈利。
三、完善抽水蓄能容量電價機制
【原文內(nèi)容摘要】
《關(guān)于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》（發(fā)改價格〔2021〕633號，簡稱“633號文”）出臺前開工（取得取水、臨時用地、環(huán)評批復(fù)文件，下同）建設(shè)的電站，容量電價繼續(xù)實行政府定價，具體由省級價格主管部門按照“633號文”辦法核定或校核。電站經(jīng)營期滿后，按照彌補必要技術(shù)改造支出和運行維護成本的原則重新核價。
按照“633號文”明確的逐步實現(xiàn)主要通過參與市場回收成本、獲得收益的精神，該文件出臺后開工建設(shè)的電站，由省級價格主管部門每3—5年按經(jīng)營期內(nèi)彌補平均成本的原則，根據(jù)“633號文”明確的成本參數(shù)規(guī)則，制定省級電網(wǎng)同期新開工電站統(tǒng)一的容量電價（滿功率發(fā)電時長低于6小時的相應(yīng)折減）。執(zhí)行年限可統(tǒng)籌考慮電力市場建設(shè)發(fā)展、電力系統(tǒng)需求、電站可持續(xù)發(fā)展等情況確定。同時，抽水蓄能電站自主參與電能量、輔助服務(wù)等市場，獲得的市場收益按比例由電站分享，分享比例由省級價格主管部門確定；其余部分沖減系統(tǒng)運行費用、由用戶分享。
上述條款確立了抽水蓄能電站“新老劃斷、逐步市場化”的電價形成機制，體現(xiàn)了從計劃定價向市場定價過渡的漸進式改革思路。對于“633號文”出臺前開工的已有項目，經(jīng)營期內(nèi)繼續(xù)執(zhí)行政府核定的容量電價，確保已投建項目的合理收益；經(jīng)營期滿后僅補償必要技術(shù)改造支出和運維成本，防止折舊完畢后形成超額利潤，既保障存量資產(chǎn)安全運行，又避免長期行政保護。對于“633號文”出臺后開工的新增項目，建立3-5年定期校核機制，通過動態(tài)調(diào)整實現(xiàn)造價風(fēng)險共擔(dān)；制定了6小時折減規(guī)則，將滿功率發(fā)電時長作為容量定價的核心技術(shù)約束，以價格信號抑制短庫容電站投資，引導(dǎo)資源向長時調(diào)節(jié)型電源配置。
總體來看，“114號文”圍繞新型電力系統(tǒng)建設(shè)中的“容量價值”這一核心問題，系統(tǒng)提出了煤電、氣電、抽水蓄能和電網(wǎng)側(cè)獨立新型儲能的容量電價與可靠容量補償機制，明確了容量成本回收路徑和調(diào)節(jié)能力的價格信號。政策通過提高煤電容量電價回收比例、首次在國家層面提出氣電容量電價機制、按頂峰貢獻折算儲能和抽水蓄能容量價值，并在現(xiàn)貨市場條件成熟后引入可靠容量補償，推動發(fā)電側(cè)從“以電量收益為主”向“電量、容量與調(diào)節(jié)能力并重”轉(zhuǎn)型。
同時，該文件配套完善系統(tǒng)運行費用歸集和電費結(jié)算規(guī)則，有效緩解了調(diào)節(jié)性電源的經(jīng)營壓力，更向市場傳遞了清晰的政策導(dǎo)向——未來電力資源的價值將由其對系統(tǒng)安全與靈活性的貢獻決定，為高比例可再生能源并網(wǎng)下的電力保供和能源轉(zhuǎn)型提供了堅實的制度保障。
