中國(guó)儲(chǔ)能網(wǎng)訊：“到2035年，非化石能源消費(fèi)占比達(dá)30%以上，風(fēng)電和太陽能發(fā)電總裝機(jī)容量力爭(zhēng)達(dá)36億千瓦”。隨著新能源裝機(jī)占比提升，調(diào)節(jié)性資源對(duì)保障電網(wǎng)安全、促進(jìn)新能源消納至關(guān)重要。如何兼顧系統(tǒng)需求、調(diào)節(jié)效果與經(jīng)濟(jì)性，設(shè)計(jì)合理容量?jī)r(jià)格機(jī)制，公平反映調(diào)節(jié)資源價(jià)值，引導(dǎo)新型儲(chǔ)能、抽水蓄能、煤電和氣電布局，并保障其合理收益，成為關(guān)鍵課題。
調(diào)節(jié)資源容量電價(jià)機(jī)制總體思路
調(diào)節(jié)資源容量?jī)r(jià)格機(jī)制需統(tǒng)籌全國(guó)統(tǒng)一大市場(chǎng)建設(shè)、電力系統(tǒng)安全保供與綠色低碳發(fā)展，推動(dòng)有效市場(chǎng)與有為政府結(jié)合，堅(jiān)持市場(chǎng)化方向與系統(tǒng)思維，銜接現(xiàn)有政策及電力市場(chǎng)進(jìn)程。需結(jié)合各省調(diào)節(jié)需求與電價(jià)承受力，依據(jù)調(diào)節(jié)速率、響應(yīng)時(shí)間、頂峰時(shí)長(zhǎng)等性能指標(biāo)，建立以功能和效用為導(dǎo)向的價(jià)格機(jī)制；通過價(jià)格政策與市場(chǎng)化機(jī)制結(jié)合，明確中長(zhǎng)期價(jià)格思路，穩(wěn)定投資預(yù)期，逐步實(shí)現(xiàn)調(diào)節(jié)資源市場(chǎng)化配置，引導(dǎo)煤電、抽水蓄能、新型儲(chǔ)能健康發(fā)展。
鑒于抽水蓄能與新型儲(chǔ)能在成本、政策銜接上的差異，近期可建立相對(duì)獨(dú)立且關(guān)聯(lián)的容量電價(jià)機(jī)制，同時(shí)深化完善煤電容量電價(jià)政策；未來結(jié)合電力市場(chǎng)發(fā)展，構(gòu)建系統(tǒng)充裕度指標(biāo)體系與評(píng)估機(jī)制，研究各類電源置信容量及調(diào)節(jié)時(shí)長(zhǎng)計(jì)算方式，適時(shí)建立匹配電能量市場(chǎng)與輔助服務(wù)市場(chǎng)的容量市場(chǎng)。
煤電容量電價(jià)機(jī)制優(yōu)化完善思路
煤電容量電價(jià)政策對(duì)提升系統(tǒng)保供調(diào)節(jié)能力、推動(dòng)煤電轉(zhuǎn)型、改善企業(yè)經(jīng)營(yíng)作用顯著，建議繼續(xù)執(zhí)行《關(guān)于建立煤電容量電價(jià)機(jī)制的通知》（發(fā)改價(jià)格〔2023〕1501號(hào)），分省調(diào)整容量電價(jià)比例與標(biāo)準(zhǔn)，解決現(xiàn)存問題，未來逐步過渡至容量市場(chǎng)。
分類優(yōu)化固定成本回收比例。結(jié)合各省煤電轉(zhuǎn)型情況、系統(tǒng)需求，兼顧機(jī)組經(jīng)營(yíng)效益與固定成本回收差異，分類調(diào)整容量電價(jià)水平：湖南、廣西、云南、江西4?。▍^(qū)）因煤電利用小時(shí)低、煤價(jià)高，建議調(diào)至330元；四川、河南、青海等7?。ㄊ校┮蛎弘娊?jīng)營(yíng)差，建議調(diào)至230元；其他省（區(qū)、市）建議不低于165元，保障煤電行業(yè)可持續(xù)發(fā)展。
推進(jìn)容量電價(jià)與電量電價(jià)脫鉤。初期將容量電價(jià)與電量電價(jià)折算后對(duì)標(biāo)煤電基準(zhǔn)電價(jià)120%，雖銜接了既有政策，但遠(yuǎn)期不利于反映變動(dòng)成本與發(fā)揮容量電價(jià)兜底作用。隨著煤電功能轉(zhuǎn)型，建議各省加快二者脫鉤，按系統(tǒng)需求優(yōu)化容量電價(jià)以反映支撐調(diào)節(jié)價(jià)值；通過中長(zhǎng)期市場(chǎng)與現(xiàn)貨市場(chǎng)形成電量電價(jià)，充分體現(xiàn)變動(dòng)成本與市場(chǎng)供需。
規(guī)范最大可用容量認(rèn)定與考核。建議出臺(tái)統(tǒng)一實(shí)施細(xì)則，明確煤電機(jī)組最大技術(shù)出力申報(bào)、容量電費(fèi)考核原則，避免重復(fù)、過度或欠考核；厘清容量電費(fèi)考核與各省“兩個(gè)細(xì)則”考核的銜接關(guān)系，若二者存在重疊考核，按從嚴(yán)不重復(fù)原則僅計(jì)一次。
明確跨省跨區(qū)交易容量電費(fèi)分?jǐn)?。明確參與跨省跨區(qū)交易機(jī)組在送受雙方及多受電省份間的分?jǐn)傇瓌t與結(jié)算模式：配套機(jī)組按分電比例和送電頂峰容量確定分?jǐn)偙壤?；非配套機(jī)組由送端先按本地容量電價(jià)向機(jī)組結(jié)算，受端再根據(jù)月度最大負(fù)荷日輸電通道最大頂峰容量，按送端電價(jià)向送端支付容量電費(fèi)，沖抵送端系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)。
理順熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組成本疏導(dǎo)路徑。按“誰受益、誰分擔(dān)”原則，厘清熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組發(fā)電與供熱的固定成本占比，分別通過電價(jià)、熱價(jià)疏導(dǎo)至用戶。對(duì)“以熱定電”的公用燃煤背壓機(jī)組及規(guī)定熱電比的抽凝機(jī)組，因其發(fā)電出力受供熱量限制，難以匹配系統(tǒng)需求，容量電費(fèi)考核應(yīng)考慮折減；對(duì)承擔(dān)民生供熱導(dǎo)致效益損失的機(jī)組，應(yīng)通過調(diào)整熱價(jià)疏導(dǎo)成本，保障合理利潤(rùn)。
抽水蓄能容量電價(jià)機(jī)制改革路徑
建議結(jié)合抽水蓄能建設(shè)時(shí)序、地區(qū)成本差異、調(diào)度模式及電力市場(chǎng)進(jìn)程，近期分區(qū)域（?。?、分階段設(shè)計(jì)容量電價(jià)機(jī)制，未來過渡至匹配電能量市場(chǎng)與輔助服務(wù)市場(chǎng)的容量市場(chǎng)，與其他調(diào)節(jié)資源同臺(tái)競(jìng)技，發(fā)揮其轉(zhuǎn)動(dòng)慣量與放電時(shí)長(zhǎng)優(yōu)勢(shì)。
堅(jiān)持市場(chǎng)化導(dǎo)向，新老劃斷分策實(shí)施。為保持政策延續(xù)性，與《關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價(jià)市場(chǎng)化改革促進(jìn)新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》（發(fā)改價(jià)格〔2025〕136 號(hào)）“新老劃斷、分策實(shí)施”思路一致：《關(guān)于進(jìn)一步完善抽水蓄能價(jià)格形成機(jī)制的意見》（發(fā)改價(jià)格〔2021〕633號(hào)）（以下簡(jiǎn)稱“633號(hào)文”）出臺(tái)前的48座電站，仍執(zhí)行已核定容量電價(jià)，市場(chǎng)電能量?jī)r(jià)差大、調(diào)節(jié)需求高的省區(qū)，可鼓勵(lì)其自愿退出參與市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)；633號(hào)文出臺(tái)后的電站，按區(qū)域先進(jìn)標(biāo)桿容量電價(jià)或區(qū)域競(jìng)爭(zhēng)性容量配置確定電價(jià)，且競(jìng)爭(zhēng)性配置需提前3~5年開展招標(biāo)（因抽蓄建設(shè)期為5~6年）。
分省建立區(qū)域標(biāo)桿電價(jià)，鼓勵(lì)收益抵扣。2026~2030年新增抽蓄裝機(jī)約10394萬千瓦，考慮地區(qū)成本差異及未來造價(jià)上漲趨勢(shì)，采用先進(jìn)標(biāo)桿電價(jià)機(jī)制需結(jié)合成本監(jiān)審結(jié)果分省測(cè)算；同時(shí)鼓勵(lì)抽蓄參與電力市場(chǎng)，其收益按比例抵扣容量電價(jià)，在增加抽蓄收益的同時(shí)減輕用戶系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用負(fù)擔(dān)。
科學(xué)評(píng)估需求與經(jīng)濟(jì)性，規(guī)劃資源布局?？茖W(xué)評(píng)估各省調(diào)節(jié)資源容量需求與經(jīng)濟(jì)性是競(jìng)爭(zhēng)性配置的核心。各省需結(jié)合機(jī)組裝機(jī)、爬坡約束、儲(chǔ)能充放電參數(shù)等技術(shù)指標(biāo)，及時(shí)調(diào)節(jié)資源成本、燃料價(jià)格等經(jīng)濟(jì)參數(shù)，銜接中長(zhǎng)期電力規(guī)劃、負(fù)荷預(yù)測(cè)與安全目標(biāo)，開展長(zhǎng)周期電力市場(chǎng)仿真，測(cè)算不同建設(shè)方案對(duì)用戶電價(jià)、系統(tǒng)成本、新能源消納等指標(biāo)的影響，優(yōu)選方案并科學(xué)規(guī)劃調(diào)節(jié)資源布局。
新型儲(chǔ)能容量電價(jià)機(jī)制發(fā)展路徑
目前國(guó)家層面尚未出臺(tái)新型儲(chǔ)能價(jià)格機(jī)制，各省已因地制宜制定相關(guān)政策。隨著電化學(xué)儲(chǔ)能造價(jià)下降，其調(diào)節(jié)經(jīng)濟(jì)性逐步凸顯，且選址靈活、建設(shè)周期短，可快速布局至系統(tǒng)關(guān)鍵節(jié)點(diǎn)，更具市場(chǎng)化條件，故新型儲(chǔ)能容量電價(jià)應(yīng)堅(jiān)持“市場(chǎng)化為主、政策性補(bǔ)充”原則。其起點(diǎn)雖與抽水蓄能不同，但發(fā)展路徑與最終方向一致：近期與抽蓄分賽道建立區(qū)域標(biāo)桿容量電價(jià)或競(jìng)爭(zhēng)性容量配置過渡，未來參與容量市場(chǎng)與其他調(diào)節(jié)資源競(jìng)爭(zhēng)。
以系統(tǒng)頂峰能力評(píng)估有效容量。新型儲(chǔ)能技術(shù)路線多樣，儲(chǔ)能時(shí)長(zhǎng)、頂峰能力、效率與成本差異大，建議按“額定功率×滿功率放電時(shí)長(zhǎng)/系統(tǒng)頂峰需求時(shí)長(zhǎng)－廠用電”確定有效容量。
結(jié)合成本與電價(jià)承受力設(shè)定價(jià)格基準(zhǔn)。近期綜合主流技術(shù)先進(jìn)固定成本、煤電容量電價(jià)及系統(tǒng)電價(jià)承受力確定容量?jī)r(jià)格基準(zhǔn)，未來通過容量市場(chǎng)供需形成價(jià)格。
建立基于系統(tǒng)可靠性的容量市場(chǎng)。容量需求規(guī)模與需求價(jià)格曲線是容量市場(chǎng)設(shè)計(jì)核心，國(guó)際典型市場(chǎng)均以系統(tǒng)可靠性為邊界確定需求曲線，且實(shí)現(xiàn)了容量充裕目標(biāo)。建議逐步建立基于系統(tǒng)可靠性定價(jià)的容量市場(chǎng)，初期簡(jiǎn)化可靠性指標(biāo)，合理設(shè)計(jì)需求規(guī)模與價(jià)格曲線，既準(zhǔn)確發(fā)現(xiàn)調(diào)節(jié)資源系統(tǒng)價(jià)值、形成有效激勵(lì)，又避免大幅推高終端用電價(jià)格。
