□ 本报记者 田新元

近日国家发展改革委、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》（以下简称《通知》），对现行煤电、气电、抽水蓄能容量电价机制进行了完善，并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。有专家表示，《通知》的印发标志着我国电力市场建设背景下，电价形成机制取得重要进展，对保障电力容量可靠充裕、促进各电源品种转型定位、稳定预期激励带动投资具有里程碑式重大意义。

现行容量电价机制遇到新情况

近年来，我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，在新能源出力不足、电力供应紧张时段保障稳定供电，其他时段不发电、少发电。目前，承担系统调节任务的主要是煤电、气电、抽水蓄能和新型储能。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。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，有力促进新能源消纳利用。

国家发展改革委、国家能源局有关负责人介绍，随着新型电力系统建设发展，现行容量电价机制遇到一些新情况新问题：一是部分地区煤电发电小时数快速下降，现行容量电价水平保障力度出现不足苗头；二是现行抽水蓄能容量电价机制对企业成本约束不足，不利于抽水蓄能项目科学合理布局、降本增效、有序发展；三是各地气电、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。因此，需适应新型电力系统和电力市场体系建设要求，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，更好保障电力系统安全稳定运行，助力能源绿色低碳转型。

电力规划设计总院副院长刘世宇认为，此次完善发电侧容量电价机制，是激发电力领域有效投资、夯实能源安全基础、服务经济高质量发展的一项重要制度设计。该机制一方面为各类调节性电源提供稳定、可持续的收益预期，有助于合理回收固定成本，推动各类机组更好发挥系统支撑和灵活调节功能，助力能源绿色低碳转型；另一方面，有助于增强投资者信心，吸引社会资本参与电力建设，有效激发电力领域内生动力，进一步优化电源结构和投资布局，实现“稳投资”与“促转型”协同推进，为经济高质量发展提供坚实可靠的能源保障。

加快建设新型电力系统

《通知》对现行煤电、气电、抽水蓄能容量电价机制进行了完善，并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。

一是煤电、气电。各地将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；可参照煤电容量电价的确定方法建立气电容量电价机制。

二是抽水蓄能。2021年，国家发展改革委《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（以下简称《意见》）明确提出，逐步实现抽水蓄能电站主要通过参与市场回收成本、获得收益。《通知》完善了抽水蓄能容量电价机制：对《意见》出台前开工建设的电站，维持现行价格机制不变，具体由各地制定或校核；对《意见》出台后开工建设的电站，实行“一省一价”，由各地按照弥补平均成本的原则制定当地统一的容量电价，同时电站自主参与电力市场，获得的收益由电站和用户分享。

三是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时贡献等因素，建立电网侧独立新型储能容量电价机制。

《通知》提出，各地电力现货市场连续运行后，适时建立可靠容量补偿机制，根据可靠容量这一“标尺”公平给予补偿，不再区分机组类型分别制定容量电价。这样，有利于促进不同技术类型公平竞争，推动行业高质量发展，这也是成熟电力市场通行做法。

有关负责人表示，完善发电侧容量电价机制，较好地统筹了安全充裕、清洁低碳、经济高效等方面需要，有利于加快建设新型电力系统。一是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，更好保障电力系统安全；二是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；三是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，更加高效地建设新型电力系统。

优化电力市场交易和价格机制

有关负责人表示，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也作了相应优化完善。

推动抽水蓄能、新型储能公平参与电力市场。针对部分地区抽水蓄能和新型储能尚未公平参与电力市场、不利于形成真实价格信号、难以充分发挥调节作用的情况，《通知》提出，加快实现抽水蓄能、新型储能公平入市，特别是633号文件出台后开工建设的抽水蓄能电站应自主参与电力市场，促进调节作用充分发挥。

优化煤电中长期市场交易价格下限。考虑到容量电价提高后，煤电需通过电能量市场回收的成本下降，《通知》明确，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，促进各类机组公平竞争。

鼓励供需双方签订灵活价格机制。为适应交易需要、更好反映供需状况，《通知》明确，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，如与现货价格等挂钩。

有关负责人表示，政策出台后，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。对于工商业用户，发电侧容量电价机制完善后，调节性电源需要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，对工商业用户的购电成本影响不大。同时，完善发电侧容量电价机制，有利于加快构建新型电力系统，对更好地保障用户用电需求是有好处的。

刘世宇表示，完善发电侧容量电价机制，既是当前保障电力安全、稳定市场预期的关键抓手，更是长远构建新型电力系统的重要一步。随着政策落地见效，必将推动各类电源各展所长、协同发力，构建更安全充裕的新型电力系统，为经济高质量发展、加快能源强国建设提供坚实支撑。