柳荷投资促进调节性电源作用发挥两部门发文完善发电侧容量电价机制

　　本报北京1月31日电近日，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》，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。

　　国家发展改革委、国家能源局有关负责同志表示，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。“十四五”时期，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，促进新能源消纳利用。

　　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。

　　对此，通知提出，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；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；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时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，对机组可靠容量根据顶峰能力按统一原则进行补偿，公平反映不同机组对电力系统顶峰贡献。这将有利于促进不同技术类型公平竞争，推动行业高质量发展，也是成熟电力市场通行做法。

　　据了解，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，更好保障用户用电需求。

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