据国家发展改革委网站1月30日消息，国家发展改革委、国家能源局近日发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》。《通知》明确，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。

　　业内人士表示，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作了相应优化完善，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。其中，在电网侧独立新型储能方面，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。

新型储能容量电价定规则

　　电力市场交易机制再完善

　　根据《通知》，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。

　　“容量电价机制与电力市场交易、价格机制密切相关。”国家能源局有关负责人对记者表示，《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。

　　一是推动抽水蓄能、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《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》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。

　　二是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。

　　三是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。

新能源高比例发展

　　调节性电源需完善价格保障

　　对于为何要完善发电侧容量电价机制，国家能源局有关负责人表示，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。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。

　　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。