上证报中国证券网讯国家发展改革委、国家能源局30日发布的《关于完善发电侧容量电价机制的通知》提出，适应新型电力系统和电力市场体系建设需要，分类完善煤电、气电、抽水蓄能、新型储能容量电价机制。其中，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。
受访专家表示，《通知》在已有的《关于建立煤电容量电价机制的通知》和《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》的基础上，进一步完善了气电、新型储能的容量电价机制，同时明确在电力现货市场正式运行后，按照顶峰能力按统一原则进行补偿，补充了新型电力系统容量补偿的范围及标准。
分类完善煤电、气电、抽水蓄能、新型储能容量电价机制
什么是容量电价？用一个形象的比喻，容量电价类似于固定电话的“座机费”。有了这项制度性安排，可以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。
记者注意到，此前，为了体现煤电机组支撑调节价值，国家发展改革委曾出台煤电容量电价机制政策，将煤电单一制电价改为“电量电价+容量电价”的两部制电价。与以往不同，此次发布的《通知》将煤电、气电、抽水蓄能、新型储能等各类型电力的容量电价统筹考虑。
《通知》提出，适应新型电力系统和电力市场体系建设需要，分类完善煤电、气电、抽水蓄能、新型储能容量电价机制。其一是各地结合实际提高煤电容量电价标准，可参照煤电建立气电容量电价机制；其二是对近年新开工的抽水蓄能电站，按照弥补平均成本的原则制定当地统一的容量电价；其三是建立电网侧独立新型储能容量电价机制，结合放电时长和顶峰贡献等因素确定容量电价标准。
《通知》明确，各地电力现货市场连续运行后，有序建立发电侧可靠容量补偿机制，对各类机组根据可提供的顶峰能力按统一原则进行补偿，并结合电力市场建设和电价市场化改革等情况逐步扩展补偿范围，公平反映不同机组对电力系统顶峰贡献。
华北电力大学能源互联网研究中心副主任王永利表示，从未来发展来看，容量成本回收机制主要涵盖容量市场、稀缺电价、容量补偿机制、战略备用等典型形式，目前我国采用较为稳妥的容量电价方式确定煤电回收的固定成本。随着我国电力市场体系日益完善，未来通过建立涵盖各类型电源的容量市场机制，以科学的方式确定容量需求、以更加市场化的方式确定容量电价将是必然趋势。
2026年将成为独立新型储能市场化发展元年
此次政策的另一大亮点是，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。这意味着电网侧独立新型储能将有“保底工资”。
《通知》提出，建立电网侧独立新型储能容量电价机制。对服务于电力系统安全运行、未参与配储的电网侧独立新型储能电站，各地可给予容量电价。容量电价水平以当地煤电容量电价标准为基础，根据顶峰能力按一定比例折算（折算比例为满功率连续放电时长除以全年最长净负荷高峰持续时长，最高不超过1），并考虑电力市场建设进展、电力系统需求等因素确定。电网侧独立新型储能电站实行清单制管理，管理要求由国家能源局根据电力供需形势分析及保供举措等另行明确，项目具体清单由省级能源主管部门会同价格主管部门制定。
国家发展改革委有关负责人表示，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。
“这次政策是利好新型储能，有容量电价，储能就活了。目前来看，煤电作为调节电源会越来越贵，储能却可以越来越便宜。”厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强表示，通过扩大储能产业发展规模，进一步降低行业成本，不仅能推动风电、光伏等新能源电力的高效并网与消纳利用，还能为新型能源体系的加快构建提供有力支撑。
中关村储能产业技术联盟副秘书长李臻表示，《通知》补齐了新型储能收益的最后一块拼图，产业发展路径愈发清晰，标志着独立新型储能完整收益版图成型——电能量市场收益、辅助服务市场收益、容量电价收益三大板块协同发力，为产业可持续发展筑牢了收益根基，2026年将成为独立新型储能市场化发展元年。
李臻表示，“十五五”时期，随着电力市场机制不断完善，新型储能将实现真正的市场化发展，通过技术优化迭代将与电力市场、人工智能深度融合，实现系统智能化升级发展。在公平、公正及不断完善的电价机制护航下，新型储能将完成从“量变”到“质变”的飞跃。
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