國家電投經研院李鵬：構建全國統一容量電價體系，夯實調節電源規模發展基礎

構建全國統一容量電價體系 夯實調節電源規模發展基礎

——《關于完善發電側容量電價機制通知》政策解讀

國家電投經研院黨總支副書記、總經理李鵬

風光電源的蓬勃發展，為我國構建綠色生產生活方式注入了強勁動力，但其固有的間歇性與波動性也給電力系統安全穩定運行帶來了嚴峻考驗，西班牙大停電等事故更是敲響了警鐘。煤電、氣電、抽水蓄能、新型儲能等調節電源，是保證新型電力系統安全的重要支柱，但傳統計劃經濟體制下的政府定價容量電價政策已難以適應新形勢。在此背景下，國家發展改革委建立新的發電側容量電價機制（以下簡稱新政策），為調節電源構建穩定的收益補償渠道，有力保障了其生存與發展。此舉作為繼電力輔助服務市場、電力現貨市場之后，國家在電力市場建設方面推出的又一關鍵政策，將為國家能源安全保障、“雙碳”目標落地及能源強國建設奠定堅實基礎。

一、風光電高速發展，維持系統穩定的調節電源因成本回收預期不足而發展受限

截至2025年底，我國電源裝機達到38億千瓦，其中新能源裝機達到18億千瓦，占比47.4%。目前青海、寧夏、甘肅等8個省（區）的新能源裝機占比已經超過50%，青海、甘肅、吉林等8個地區的發電量占比已超過30%。上述新能源富集地區電網午間保消納、晚峰保供矛盾凸顯，系統平衡調節問題突出。“十五五”期間，預計我國新能源新增裝機增速仍然維持在2億千瓦以上的水平，隨著新能源大規模、跨越式發展，電力系統對調節電源的需求將更加迫切。

近年來我國電力市場發展駛入快車道，輔助服務市場、現貨市場相繼在全國推廣，用價格精準反映電力供需，引導投資和消費，發揮了巨大的作用。然而調節電源僅靠市場化收益目前難以生存，提供固定收益的容量電價成為支持其發展的最佳選擇，也是國際上的通用做法。新政策出臺之前，國家級發電側容量電價政策僅有覆蓋抽蓄的633號文和覆蓋煤電的1501號文，燃氣輪機和新型儲能缺乏統一的容量電價政策。部分地區通過容量補償等方式開展了扶持調節電源發展的探索，在一定程度上緩解了其固定成本回收問題。但總體看，各省政策差異較大，制度層級和穩定預期仍有不足，難以形成覆蓋全國、協同運行的統一機制。這導致全國調節電源發展速度跟不上風光電源，造成越來越大的電力保供安全隱患，長遠看也會限制風光電的進一步發展。

二、新政策創新提出可靠容量補償機制，補齊全國統一電力市場建設關鍵一環

我國發電側容量電價發展可分為三個階段，一階段是政府定價，以抽水蓄能633號文和煤電1501號文為代表，由政府核定項目的容量電價。二階段是容量補償階段，也就是新政策提出的可靠容量補償機制，煤電、氣電、抽水蓄能按照現行容量電價政策進行優化調整，新型儲能首次建立全國統一的容量電價補償標準，統一按照頂高峰能力給與容量補償。三階段是容量市場，目前我國的條件還不夠成熟，發達國家已經開始用市場競價方式授予電源容量電價合同。

新政策既有創新，也有傳承。對于近年來迅速發展的新型儲能，政策按照頂負荷高峰的能力給予容量電價，頂峰能力強、運行穩定可靠、充放電效率高的新型儲能將獲得更高收益，前期甘肅、寧夏、湖北出臺的新型儲能容量電價政策完全符合國家新政策要求。對于抽水蓄能，政策還是考慮到其需要的容量電價相對較高，建設周期較長，單獨開了口子，允許省級政府按照3—5年投產的抽水蓄能平均成本核定容量電價，促進了已核準抽水蓄能電站的建設。對于煤電，在1501號文基礎上，要求各地提升煤電容量電價回收固定成本比例至超過50%，可有效緩解當前煤電“量價”雙降的經營壓力。對于氣電，則完全放權給省級能源和價格主管部門來確定容量電價。

三、新型儲能政策地位顯著提升，成為容量機制完善的最大受益主體

與煤電、燃機、抽水蓄能相比，新型儲能出現時間較短，其政策定位和收益機制相對模糊，但發展迅速。2021年全國新型儲能裝機僅400萬千瓦，2024年底達到7376萬千瓦，超過抽水蓄能（5800萬千瓦）成為全國第一大儲能電源，2025年9月又超過1億千瓦，2025年12月達到1.4億千瓦（中關村儲能聯盟統計）。新政策在國家層面首次明確：服務電力系統安全運行、未參與配儲的電網側獨立新型儲能，可給予容量電價支持，標志著新型儲能的重要系統價值得到全國層面的制度性確認。

政策明確，新型儲能容量電價以當地煤電容量電價為基礎，根據其頂峰支撐能力按比例折算，折算比例與連續放電小時數和系統最長凈負荷高峰持續時段直接掛鉤，真實反映儲能對系統頂峰保障的實際貢獻。通過這一安排，新型儲能在容量機制中的政策身份更加清晰、收益預期更加穩定。

經過近五年的規模化發展，新型儲能技術持續進步、成本大幅下降。目前，10萬千瓦/4小時新型儲能電站單位千瓦投資約2800元，以甘肅為例，在容量電價政策支持下，4小時充電時長的儲能可獲取165元/千瓦/年的固定容量電費，再加上獨立儲能參與輔助服務市場和現貨市場的收益，已經可以實現商業運行。隨著碳酸鋰產能持續釋放，以及“光儲同壽”“零衰減”等技術不斷成熟，新型儲能在成本、壽命和系統適配性方面的優勢將進一步顯現，未來將在新型電力系統中發揮更加重要的調節作用。

四、新政策為抽水蓄能提供明確過渡安排，穩定長期盈利能力預期

抽水蓄能建設周期長、投資規模大，是承擔中長期調峰和系統穩定任務的傳統調節電源。本次政策充分考慮抽水蓄能的技術特性和歷史實際，針對633號文件出臺前后項目作出差異化、過渡性安排：對633號文出臺前已取得關鍵批復并開工建設的項目，繼續執行政府定價機制，保障其合理收益；對633號文出臺后新開工項目，由省級價格主管部門按照3—5年平均成本原則，制定統一的容量電價，并綜合考慮電力市場建設進展和電站可持續發展需要，合理確定執行年限。同時，政策明確抽水蓄能可自主參與電能量和輔助服務市場，其市場收益按比例由電站分享，其余部分沖減系統運行費用、由用戶分享。

由于抽水蓄能建設周期太長，新型儲能成本降價快，很多核準的抽水蓄能項目已經花費了大量移民、工程等費用，政策考慮如果強行要求統一容量電價，鑒于新型儲能需要的容量電價僅為抽水蓄能的1/3左右，如果這批抽水蓄能電站拿到與新型儲能一樣的容量電價，建成之日就是虧損之時。為了保障建設連續性，新政策保留抽蓄單獨容量電價政策，有效穩定了抽水蓄能項目的政策預期，避免因定價機制突變導致項目難以為繼，為抽水蓄能持續推進建設創造了有利條件。

633號文核準的抽水蓄能容量電價需求多在600元/千瓦·年左右，現貨市場運行后抽水蓄能也能獲得一部分現貨和輔助服務收益。若市場收益大部分給予抽蓄，按全國平均價差計算，預估633號文之后開工的新建抽蓄能夠實際獲得的容量電價完全可以達到600元/千瓦·年以上。

五、完善各類配套政策，解決項目落地過程中遇到的實際問題

確定儲能充放電價。長期以來，各地對儲能充放電價格及相關費用執行標準不一。部分地區在充電環節把儲能當普通工商業用戶，執行兩部制輸配電價。新政策在國家層面作出統一規范：儲能在充電時按單一制用戶繳納輸配電價，繳納線損和系統運行費；在放電環節按放電量退還輸配電費。除了上述附加費用，充放電價格按現貨市場實時價格執行，現貨價差大的北方省份獨立儲能充放電套利空間更大。新政策的充放電價要求與當前山東省現行政策非常相似，充放電效率高的儲能電站繳納損耗部分輸配電價和基金附加較少，經濟性好。

明確區域共用抽水蓄能容量費用分攤規則。部分跨省、跨區共用抽水蓄能項目，其容量電費需要在各省（區）之間分攤，如接入西北750kV的抽蓄，容量電費需要在陜西、寧夏等西北五省分攤，各省（區）分攤比例確定長期存在困難。針對該問題，政策從制度層面予以回應，明確區域共用抽蓄的容量費用按照容量分配比例進行分攤，已明確比例的按既有比例執行，尚未明確的由相關省級能源和價格主管部門協商確定，并在項目核準文件中予以明確，為跨區域協同建設調節能力提供了可操作、可落地的制度安排。

權責同步下沉至省級政府。與以往由國家核定抽水蓄能容量電價不同，本次政策在制度設計上進一步強化省級政府的統籌責任。省級政府擁有項目核準權和容量電價制定權，但同時也需承受項目容量電價分攤帶來的工商業用戶上漲，要統籌考慮擴大有效投資與控制用電成本之間的關系。通過權責對等的制度安排，鼓勵各地結合自身資源稟賦、電力供需形勢和發展階段，在擴大固定資產投資和保持用電成本競爭力之間保持平衡，探索符合本地區實際的發展路徑。

總的來看，新政策建立的容量電價和可靠容量補償機制體制較為完善、考慮較為周全，是我國調節能力建設從分散探索走向制度成熟的重要標志。政策通過統一規則、穩定預期、強化地方統籌等措施，有效釋放調節電源投資潛力，為新型電力系統安全穩定運行提供了更加堅實的制度保障，也為擴大電力系統固定投資拓展了新的空間。