中國儲能網(wǎng)訊：日前，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”），提出“分類完善煤電、氣電、抽水蓄能、新型儲能容量電價機制”。
煤電、氣電、抽水蓄能、新型儲能都屬于電力系統(tǒng)的靈活性調(diào)節(jié)資源，能夠根據(jù)電網(wǎng)需求，快速、靈活地改變其電力輸出，以維持電網(wǎng)實時平衡、應對波動性可再生能源的出力變化，從而保障電力系統(tǒng)穩(wěn)定運行。
由于技術(shù)特性、成本結(jié)構(gòu)、市場定位與政策環(huán)境等方面的顯著差異，四類靈活性調(diào)節(jié)資源在容量電價機制的探索與實踐上進度各異，呈現(xiàn)出不同的發(fā)展特色——
煤電的容量電價機制設計最為完善、推行范圍也最為廣泛，114號文之后，通過容量電價回收的固定成本比例普遍從此前的30%進一步提升至為50%，并且強調(diào)比例“可結(jié)合當?shù)厥袌鼋ㄔO、煤電利用小時數(shù)等實際情況進一步提高”；
抽水蓄能的容量電價核定要素更為復雜、多元，價格機制開始從“事前核定、定期調(diào)整”逐漸朝著同期電站統(tǒng)一定價的標準調(diào)整，實現(xiàn)“省級電網(wǎng)同期新開工電站統(tǒng)一容量電價”。
氣電和新型儲能容量電價機制尚處起步階段，114號文首次在國家層面將這兩類靈活性調(diào)節(jié)資源納入容量電價范疇，并均在一定程度上參考了煤電的容量電價機制。
煤電容量電價：機組固定成本全國統(tǒng)一、按比例回收
在上述四類調(diào)節(jié)性電源中，煤電的容量電價是機制設計最為完善、推行范圍最為廣泛的類別之一，也為后續(xù)氣電、新型儲能容量電價機制的設計奠定了重要參考基礎(chǔ)。
114號文指出，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?shù)厥袌鼋ㄔO、煤電利用小時數(shù)等實際情況進一步提高。
其中提及的《關(guān)于建立煤電容量電價機制的通知》這份文件，出臺于2023年11月8日，由國家發(fā)改委、國家能源局聯(lián)合發(fā)布，簡稱“1501號文”。這一文件的下發(fā)，標志著我國正式建立煤電容量電價機制，推動煤電加快向基礎(chǔ)保障性和系統(tǒng)調(diào)節(jié)性電源并重轉(zhuǎn)型。
1501號文明確，煤電容量電價按照回收煤電機組一定比例固定成本的方式確定。其中，用于計算容量電價的煤電機組固定成本實行全國統(tǒng)一標準，為每年每千瓦330元。通過容量電價回收的固定成本比例，2024～2025年多數(shù)地方為30%左右，部分煤電功能轉(zhuǎn)型較快的地方適當高一些，為50%左右。
值得注意的是，1501號文指出，“2026年起，將各地通過容量電價回收固定成本的比例提升至不低于50%”。并且在附件《省級電網(wǎng)煤電容量電價表》中強調(diào)說明，“2026 年起，云南、四川等煤電轉(zhuǎn)型較快的地方通過容量電價回收煤電固定成本的比例原則上提升至不低于 70%，其他地方提升至不低于 50%”。
可以看出，在通過容量電價回收煤電固定比例的提升方面，114號文再次重申和明確了1501號文的相關(guān)規(guī)定，并且額外強調(diào)，“可結(jié)合當?shù)厥袌鼋ㄔO、煤電利用小時數(shù)等實際情況進一步提高”。
2025年底至今，全國已經(jīng)有十余省陸續(xù)公布2026年煤電容量電價標準，多數(shù)省份均按照1501號文的要求，執(zhí)行165元/千瓦·年的現(xiàn)行50%最低標準。
就在本月初，2月3日，浙江發(fā)改委、能源局發(fā)布《關(guān)于調(diào)整我省煤電容量電價的通知》，指出，浙江省合規(guī)在運煤電機組、跨省跨區(qū)送浙煤電機組容量電價從2026年起調(diào)整為165元/千瓦·年（含稅）。
當然，部分省份在1501號文頒布之初就已經(jīng)執(zhí)行50%的比例標準，從2026年開始進一步提高比例。
比如四川，2024~2025期間，執(zhí)行的是165元/千瓦·年的容量電價。到2026年1月16日，四川發(fā)改委發(fā)布的《關(guān)于做好煤電機組核定成本等有關(guān)工作的通知（川發(fā)改價格〔2025〕647號）》，明確提出，“2026年起，我省煤電機組通過容量電價回收固定成本的比例提升至70%，即每年每千瓦231元”。
抽蓄容量電價：從“一站一價”走向“同期電站統(tǒng)一電價”
早在煤電探索容量電價之前，抽水蓄能就已經(jīng)在分階段完善容量電價機制，且價格的核定要素更為復雜、多元。
關(guān)于抽水蓄能的容量電價，114號文也提及了一份重要文件——《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）》（以下簡稱“633號文”）。
2021年4月30日，國家發(fā)改委發(fā)布633號文，完善了抽水蓄能的兩部制電價機制。文件指出，“要堅持以兩部制電價政策為主體，進一步完善抽水蓄能價格形成機制，以競爭性方式形成電量電價，將容量電價納入輸配電價回收，同時強化與電力市場建設發(fā)展的銜接，逐步推動抽水蓄能電站進入市場”。
在容量電價的核定方面，633號文指出，國家發(fā)改委會根據(jù)《抽水蓄能容量電價核定辦法》，在成本調(diào)查基礎(chǔ)上，對標行業(yè)先進水平合理確定核價參數(shù)，按照經(jīng)營期定價法核定抽水蓄能容量電價，并隨省級電網(wǎng)輸配電價監(jiān)管周期同步調(diào)整。
與“煤電機組固定成本實行全國統(tǒng)一標準、煤電容量電價按照回收煤電機組一定比例固定成本的方式確定”不同的是，633號文規(guī)定的抽水蓄能容量電價，實行“事前核定、定期調(diào)整”的價格機制，即電站投運后首次核定臨時容量電價，在經(jīng)成本調(diào)查后核定正式容量電價，并隨省級電網(wǎng)輸配電價監(jiān)管周期同步調(diào)整。
兩年之后，2023年5月11日，國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于抽水蓄能電站容量電價及有關(guān)事項的通知（發(fā)改價格〔2023〕533號）》（簡稱“533號文”），指出，按照633號文及有關(guān)規(guī)定，核定在運及2025年底前擬投運的48座抽水蓄能電站容量電價。而48座抽蓄電站的容量電價，各不相同。
本次下發(fā)的114號文，主要是按照633號文出臺時間前后，進一步完善抽水蓄能電站容量電價機制。其中，對于633號文出臺前開工建設的電站，容量電價繼續(xù)實行政府定價；而633號文出臺后開工建設的電站，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，制定省級電網(wǎng)同期新開工電站統(tǒng)一的容量電價。
可見，抽蓄的容量電價已經(jīng)發(fā)生明顯變化，未來會朝著一定時期內(nèi)、相對統(tǒng)一的定價方向調(diào)整。
氣電和新型儲能容量電價：尚處起步階段，部分參考煤電機制
與煤電和抽蓄相比，氣電和新型儲能的容量電價機制尚處于起步階段，且均在一定程度上參考煤電的容量電價機制：氣電容量電價按照回收發(fā)電機組一定比例固定成本的方式確定；新型儲能容量電價以當?shù)孛弘娙萘侩妰r為基礎(chǔ)，根據(jù)其頂峰支撐能力按比例折算。
114號文指出，“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”。目前，氣電容量電價目前是?省級差異化執(zhí)行?，全國性、統(tǒng)一的容量電價標準尚未出臺。
在省級氣電容量電價機制方面，四川、河北等省份走在全國前列。
2024年8月，四川發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于進一步明確天然氣發(fā)電兩部制電價有關(guān)事項的通知》，提出“容量電價根據(jù)我省新核準天然氣調(diào)峰發(fā)電機組固定成本，綜合考慮合理收益及相關(guān)稅金等確定。H級機組容量電價為24元/千瓦·月，F(xiàn)級機組容量電價為28元/千瓦·月”。
同年11月，河北發(fā)改委印發(fā)《關(guān)于完善天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價政策的通知》，提出“根據(jù)天然氣發(fā)電成本、社會效益和用戶承受能力等原則核定容量電價水平。我省天然氣發(fā)電機組容量電價為28元/千瓦·月；對接帶工業(yè)負荷的天然氣發(fā)電機組容量電價參照執(zhí)行，根據(jù)收益情況另行調(diào)整”。
新型儲能方面，在114號文出臺之前，全國已有湖北、甘肅、寧夏等9省出臺了容量補償相關(guān)機制。（湖北、甘肅、寧夏等9省發(fā)布獨立儲能容量補償價格機制）
而114號文的出臺，首次在國家層面明確建立電網(wǎng)側(cè)獨立新型儲能容量電價機制，填補了全國性新型儲能容量電價的制度空白。（獨立儲能核心價值歸位：從9省探索容量補償?shù)健?14號文”首提容量電價）
與此同時，114號文進一步明確電網(wǎng)側(cè)獨立儲能容量電價的制定原則：“容量電價水平以當?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進展、電力系統(tǒng)需求等因素確定”。
文件要求以當?shù)孛弘娙萘侩妰r為基礎(chǔ)，根據(jù)其頂峰支撐能力按比例折算，折算比例與連續(xù)放電小時數(shù)和系統(tǒng)最長凈負荷高峰持續(xù)時段直接掛鉤，真實反映獨立儲能對電力系統(tǒng)頂峰保障的實際貢獻。
在構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的進程中，煤電、氣電、抽水蓄能與新型儲能同為關(guān)鍵的靈活性調(diào)節(jié)資源，無論是已相對成熟的煤電和抽蓄，還是快速發(fā)展的氣電與新型儲能，各自的容量電價機制探索共同指向一個核心目標：通過價格信號激勵并保障各類調(diào)節(jié)資源的可靠供應，從而協(xié)同筑牢電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行的基石，為高比例可再生能源的平穩(wěn)消納與新型電力系統(tǒng)的轉(zhuǎn)型貢獻不可或缺的支撐力量。
