新型电力系统缺 “调节器”？容量电价机制改革给出破局思路！

新型电力系统下调节资源容量电价机制改革思路

电力规划设计总院 李丰 张健 刘庆 韩宇超

“到2035年，非化石能源消费占比达30%以上，风电和太阳能发电总装机容量力争达36亿千瓦”。随着新能源装机占比提升，调节性资源对保障电网安全、促进新能源消纳至关重要。如何兼顾系统需求、调节效果与经济性，设计合理容量价格机制，公平反映调节资源价值，引导新型储能、抽水蓄能、煤电和气电布局，并保障其合理收益，成为关键课题。

调节资源容量电价机制总体思路

调节资源容量价格机制需统筹全国统一大市场建设、电力系统安全保供与绿色低碳发展，推动有效市场与有为政府结合，坚持市场化方向与系统思维，衔接现有政策及电力市场进程。需结合各省调节需求与电价承受力，依据调节速率、响应时间、顶峰时长等性能指标，建立以功能和效用为导向的价格机制；通过价格政策与市场化机制结合，明确中长期价格思路，稳定投资预期，逐步实现调节资源市场化配置，引导煤电、抽水蓄能、新型储能健康发展。

鉴于抽水蓄能与新型储能在成本、政策衔接上的差异，近期可建立相对独立且关联的容量电价机制，同时深化完善煤电容量电价政策；未来结合电力市场发展，构建系统充裕度指标体系与评估机制，研究各类电源置信容量及调节时长计算方式，适时建立匹配电能量市场与辅助服务市场的容量市场。

煤电容量电价机制优化完善思路

煤电容量电价政策对提升系统保供调节能力、推动煤电转型、改善企业经营作用显著，建议继续执行《关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号），分省调整容量电价比例与标准，解决现存问题，未来逐步过渡至容量市场。

分类优化固定成本回收比例。结合各省煤电转型情况、系统需求，兼顾机组经营效益与固定成本回收差异，分类调整容量电价水平：湖南、广西、云南、江西4省（区）因煤电利用小时低、煤价高，建议调至330元；四川、河南、青海等7省（市）因煤电经营差，建议调至230元；其他省（区、市）建议不低于165元，保障煤电行业可持续发展。

推进容量电价与电量电价脱钩。初期将容量电价与电量电价折算后对标煤电基准电价120%，虽衔接了既有政策，但远期不利于反映变动成本与发挥容量电价兜底作用。随着煤电功能转型，建议各省加快二者脱钩，按系统需求优化容量电价以反映支撑调节价值；通过中长期市场与现货市场形成电量电价，充分体现变动成本与市场供需。

规范最大可用容量认定与考核。建议出台统一实施细则，明确煤电机组最大技术出力申报、容量电费考核原则，避免重复、过度或欠考核；厘清容量电费考核与各省“两个细则”考核的衔接关系，若二者存在重叠考核，按从严不重复原则仅计一次。

明确跨省跨区交易容量电费分摊。明确参与跨省跨区交易机组在送受双方及多受电省份间的分摊原则与结算模式：配套机组按分电比例和送电顶峰容量确定分摊比例；非配套机组由送端先按本地容量电价向机组结算，受端再根据月度最大负荷日输电通道最大顶峰容量，按送端电价向送端支付容量电费，冲抵送端系统运行费。

理顺热电联产机组成本疏导路径。按“谁受益、谁分担”原则，厘清热电联产机组发电与供热的固定成本占比，分别通过电价、热价疏导至用户。对“以热定电”的公用燃煤背压机组及规定热电比的抽凝机组，因其发电出力受供热量限制，难以匹配系统需求，容量电费考核应考虑折减；对承担民生供热导致效益损失的机组，应通过调整热价疏导成本，保障合理利润。

抽水蓄能容量电价机制改革路径

建议结合抽水蓄能建设时序、地区成本差异、调度模式及电力市场进程，近期分区域（省）、分阶段设计容量电价机制，未来过渡至匹配电能量市场与辅助服务市场的容量市场，与其他调节资源同台竞技，发挥其转动惯量与放电时长优势。

坚持市场化导向，新老划断分策实施。为保持政策延续性，与《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136 号）“新老划断、分策实施”思路一致：《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格〔2021〕633号）（以下简称“633号文”）出台前的48座电站，仍执行已核定容量电价，市场电能量价差大、调节需求高的省区，可鼓励其自愿退出参与市场竞争；633号文出台后的电站，按区域先进标杆容量电价或区域竞争性容量配置确定电价，且竞争性配置需提前3~5年开展招标（因抽蓄建设期为5~6年）。

分省建立区域标杆电价，鼓励收益抵扣。2026~2030年新增抽蓄装机约10394万千瓦，考虑地区成本差异及未来造价上涨趋势，采用先进标杆电价机制需结合成本监审结果分省测算；同时鼓励抽蓄参与电力市场，其收益按比例抵扣容量电价，在增加抽蓄收益的同时减轻用户系统运行费用负担。

科学评估需求与经济性，规划资源布局。科学评估各省调节资源容量需求与经济性是竞争性配置的核心。各省需结合机组装机、爬坡约束、储能充放电参数等技术指标，及时调节资源成本、燃料价格等经济参数，衔接中长期电力规划、负荷预测与安全目标，开展长周期电力市场仿真，测算不同建设方案对用户电价、系统成本、新能源消纳等指标的影响，优选方案并科学规划调节资源布局。

新型储能容量电价机制发展路径

目前国家层面尚未出台新型储能价格机制，各省已因地制宜制定相关政策。随着电化学储能造价下降，其调节经济性逐步凸显，且选址灵活、建设周期短，可快速布局至系统关键节点，更具市场化条件，故新型储能容量电价应坚持“市场化为主、政策性补充”原则。其起点虽与抽水蓄能不同，但发展路径与最终方向一致：近期与抽蓄分赛道建立区域标杆容量电价或竞争性容量配置过渡，未来参与容量市场与其他调节资源竞争。

以系统顶峰能力评估有效容量。新型储能技术路线多样，储能时长、顶峰能力、效率与成本差异大，建议按“额定功率×满功率放电时长/系统顶峰需求时长—厂用电”确定有效容量。

结合成本与电价承受力设定价格基准。近期综合主流技术先进固定成本、煤电容量电价及系统电价承受力确定容量价格基准，未来通过容量市场供需形成价格。

建立基于系统可靠性的容量市场。容量需求规模与需求价格曲线是容量市场设计核心，国际典型市场均以系统可靠性为边界确定需求曲线，且实现了容量充裕目标。建议逐步建立基于系统可靠性定价的容量市场，初期简化可靠性指标，合理设计需求规模与价格曲线，既准确发现调节资源系统价值、形成有效激励，又避免大幅推高终端用电价格。