新電改10年后，改革下一步要為調節能力定價。為調節能力定價的主要方法是建立容量價格機制。近期有關部門印發的幾個文件，說明為調節能力定價已逐步成為改革共識。

(來源：竹韻流水 作者：AirDream)

為調節能力付費的政策突破

抽水蓄能容量價格機制、燃煤發電容量價格機制已經分別于2021年和2023年出臺。今年又出臺了幾個新政策：

第一，3月12日，內蒙古自治區能源局發布《關于加快新型儲能建設的通知》，對納入自治區規劃的獨立新型儲能電站向電網的放電量執行補償，2025年及以前建成投產項目的補償標準為0.35元/千瓦時。假設每年滿功率放電300次、每次2小時，相當于每年每千瓦210元。

7月12日，甘肅省發展改革委印發關于建立發電側容量電價機制的通知(征求意見稿)。提出市場初期，煤電機組、電網側新型儲能容量電價標準暫按每年每千瓦330元執行，執行期限2年。其中，煤電機組的有效容量根據煤電機組銘牌容量扣除廠用電后確定。電網側新型儲能的有效容量根據滿功率放電時長/6×額定功率并扣除廠用電后確定。每千瓦330元的價格標準來自于國家發展改革委2023年的文件規定。按照有效容量的換算辦法，如果滿功率放電6小時，則容量電價為每千瓦330元;如果滿功率放電2小時，則容量電價為每千瓦110元。

第二，9月8日，國家發展改革委公布了新版輸配電價定價辦法(征求意見稿)。其中，省級電網定價辦法一方面明確，新型儲能電站資產不納入輸配電有效資產;另一方面，提出“電網企業服務于新能源就近消納主體時，探索實行單一容量制電價，并加強全流程監管”。跨省跨區專項工程在堅持單一電量定價辦法的同時，在附則中提出，適應新型電力系統和全國統一電力市場建設需要，對以輸送清潔能源電量為主或以聯網功能為主的跨省跨區專項工程，可探索通過兩部制或單一容量制形成輸電價格，加強全過程監管。

第三，9月12日，國家發展改革委印發《關于完善價格機制促進新能源發電就近消納的通知》。在136號文以后，再次引起市場熱議，被視為明確了“綠電直供”“隔墻售電”“零碳園區”“源網荷儲一體化”“基于新能源的增量配電網”等新型電力交易方式的電價政策。該文件核心要點，一是項目實行按容(需)量繳納輸配電費，下網電量不再繳納系統備用費、輸配環節的電量電費。月度容(需)量電費=按現行政策繳納的容(需)量電費+所在電壓等級現行電量電價標準×平均負荷率×730小時×接入公共電網容量。其中，平均負荷率暫按所在省份110千伏及以上工商業兩部制用戶平均水平執行，由電網企業測算、經省級價格主管部門審核后公布;接入公共電網容量為項目同時使用的受電變壓器容量及不通過變壓器接入的高壓電動機容量之和。二是項目使用公共電網時視同工商業用戶，暫按下網電量繳納系統運行費，逐步向按占用容量等方式繳費過渡;暫免繳納自發自用電量的政策性交叉補貼新增損益。

該文件實際上就是省級電網輸配電價辦法提出的“單一容量制電價”的落地。該政策明確，就近消納項目以容量輸配電費的方式繳納“穩定供應保障費用”，其實質是將就近消納項目視為“擁有新能源自備電廠的用戶”(對應過去“擁有燃煤自備電廠的用戶”)。當然，時代在發展，現在基本上不允許搞燃煤自備電廠，但為了提高綠電比例，鼓勵新能源就近消納，在平衡好社會公共責任和提高綠電比例關系的基礎上，有必要實行支持性價格政策。

第一，在面對電力交易市場和共用電網時，以大用戶的身份出現，既賣電(上網電量，進入現貨市場，獲得市場交易電價)、又買電(下網電量，由市場交易電價+容量輸配電價+系統運行費+政策性交叉補貼新增損益+線損組成)。

第二，全部容量分為接入公共電網容量和自備容量部分。降低接入公共電網容量，進而降低穩定供應保障費用，項目業主配備一定比例的儲能是必要的。這是因為風電、光伏有效容量約等于沒有，就近消納項目要么通過調整自己的用電曲線與風、光發電曲線(無用戶時棄風棄光，無風無光時不用電)，要么配置一定容量的儲能，否則接網容量就是最高用電容量。實質性的降低接網容量，才有可能實質性的降低輸配電價。接網容量為0的項目，也就是離網項目可以完全不承擔共用電網的輸配電價。

第三，每個月是730小時(24×365÷12)。項目接入共用電網時，按照平均負荷率×730小時將電量電費轉換為月度容量電費，意味著下網電量低于平均負荷率時，就要承擔平均負荷率對應的電量電價(電費增多);下網電量高于平均負荷率，只需承擔平均負荷率對應的電量電價(電費減少)。因此，業主投資決策時，需綜合平衡全部用電量的自發自用部分、下網部分、上網部分。自發自用比例大，還有較高負荷率的項目，電價下降更多。

第四，下網電量繳納系統運行費是合理的，畢竟就近消納項目需要對外買電時，能夠賣電給他的基本上都是高成本機組(沒有風沒有光時需要外購電力，哪個時候整個系統也缺電力)，也必須包含系統平衡成本(即抽蓄或新型儲能對外放電)。暫免繳納自發自用電量的政策性交叉補貼新增損益是實實在在的政策傾斜，當然下網電量也還是要承擔政策性交叉補貼新增損益。

為什么要為調節能力付費?

國家發展改革委有關文件在提及新價格機制時，都使用了一個提法“適應新型電力系統需要”。這也是“改革下一步：為調節能力定價”的關鍵原因。

一方面，利用小時數減少，既提高電力供應的單位固定成本，也限制了通過電量銷售獲得收入的渠道。新型電力系統的顯著特征是發電側和用電側更加不匹配，電網協調發用電平衡的難度更大，發輸配用各個環節的利用小時數都在下降，依靠“賣電”回收成本并獲得盈利的方式已很難維持。

注：以上數據來源于國家統計局、國家能源局、中電聯等，個別口徑可能有差異

另一方面，系統需要的不一定是發電，可能是不發電、也可能是用電。風電、光伏裝機快速增長，其發電時間和用戶的用電時間往往不匹配。這就要求一些電源在某種情況下，通過減少發電量的方式提供調節服務。比如，燃煤發電機組需要在風電、光伏出力較多的時期，減少發電量。減少發電量不但造成發電收入下降，還會帶來額外成本(機組頻繁壓出力，增加損耗、減少使用壽命)。即使火電機組減少了發電，仍然不能實現發用電平衡，就需要抽水蓄能、新型儲能等來“消耗電量”，也就是說在這種狀態下，儲能的作用是用電，用電需要花錢，花了錢就得想辦法賺回來。這就是向儲能支付費用，彌補其成本并使其有收益的原因。該費用可以采取容量方式(甘肅模式)，也可以采取電量方式(內蒙古模式)。

容量和電量兩種補償方式的區別在于主動性。如果按照容量方式，儲能有義務按照電力系統穩定的要求進行調度，即使充放電價差不大時，如有需要也應當接受電網的調度要求。而按照電量的方式補償，儲能電站既要賺充放電的價差、又要賺0.35元的補貼，根據現貨市場分時價格信號進行自我調度，一般會在價差最大時放電。

如何約束調節能力費用不合理上漲?

用戶面對兩個容量電價。一個是電源環節，即由電網代表全體用戶向有調節能力的火電、抽水蓄能、各種新型儲能支付的容量電費，再以系統運行費的方式分攤給用戶;另一個是電網環節，即電網自身的供電成本對應的容量電價(單一容量或者兩部制中的容量電價)。

電力經濟學的核心是“以盡可能低的成本提供安全而清潔的電力”。人們常說“不可能三角”，為了安全、為了綠色，都會增加成本，但是需要有某種機制，既能夠調動生產者提供安全而綠色電力的積極性，又不至于過多增加消費者負擔，既有激勵、又有約束。因此，在肯定容量電價必要性的同時，必須探索約束容量電價上漲的機制，在促進調節能力投資和避免過度增加消費者用電成本之間取得恰當平衡。

容量電價過快上升，是有前車之鑒的。2024年7月31日，美國電網運營商PJM(Pennsylvania-New Jersey-Maryland)發布《2025/2026 Base Residual Auction Report》，公布最新的容量市場拍賣結果——2025/2026交付年下RTO區域的基本拍賣(base residual auction, BRA)的價格升高至每兆瓦日269.92美元，較去年同期拍賣價格28.92美元大幅升高，同比增長8.3倍。

隨著新型電力系統建設逐步深入，發電和接網容量將快速大幅度增長，而供電和用戶容量保持穩定緩慢增長，預計未來十年，發電容量可能會增加到80億千瓦甚至更高，而用電容量只增加到20億-30億千瓦。將來，50多億千瓦的風電和光伏發電時，“真正”的電力用戶只用20億千瓦，在火電最小出力狀態和部分棄風棄光情況下，還需要各種儲能消化20億千瓦(目前我國儲能裝機1.64億千瓦，其中抽水蓄能0.63億千瓦、新型儲能1.01億千瓦)。過去，人們按照用戶側最大負荷的5%建設電力系統調節能力，未來可能需要按照發電側風電光伏裝機的一定比例配備調節能力。

從供給側的角度看，提供容量服務有成本，為了激勵生產者提供容量服務，需要有容量價格機制。但為了約束容量成本快速上升，還需要從用戶側來思考，即誰愿意為調節能力付費?愿意付多少費?用戶之所以愿意為容量電價付費，是因為對調節能力的需求，而不管這個服務是誰提供的、也不管提供者的成本結構如何。抽水蓄能給每千瓦660元、燃煤機組給每千瓦330元，從供給側看合理，從需求側看則不合理。按這個邏輯，我們從用戶側分析電源和電網兩個環節的容量電價。

電源環節。為避免電源環節容量電價過快升高，有兩個思路。一是競爭機制。將目前實行的分類型、分機組的不同容量電價改為實行統一的容量電價機制。參考機制電價的競標辦法，調節成本不同的調節資源之間展開競爭，從低到高排列，達到調節需求點的機組報價就是年度容量電價。考慮到不同機組的成本結構，出清的容量電價水平應當是主力調節電源的邊際成本。在容量電價之外，調節機組還可以通過現貨市場價差(儲能為價差、火電為在高價時段發電)和輔助服務市場等獲得收益。二是自我約束機制。電源環節的容量電價確定以后，還有一個向誰收取的問題。目前采取的辦法是，進入系統運行費，由通過電網購電的全體工商業用戶分攤。直接向用戶分攤，難以約束調節能力電源的成本上升(反正有人兜底)。且隨著新能源比例越來越大，調節電源越來越多，向最終用戶分攤的方式很難持續。據了解，有些地方的抽水蓄能電站容量電費分攤已經面臨較大困難。為此，可以依據“誰受益、誰付費”的原則，由實際受益方付費，且通過提供方、受益方的雙邊談判進行約束。毫無疑問，新型電力系統中增加調節能力的需求，主要來自于風電、光伏、核電等不可調節電源，因此由不可調節電源支付費用是合理的。可以要求不可調節電源直接購買調節能力(租賃費)或者自建調節能力(達到合理出力曲線)，以不可調節電源的規模決定調節能力的規模，防止容量電費過度增加。

電網環節。根據現行輸配電價定價辦法，對于電網企業采取準許收入管理，總量約束有比較明確的辦法。需要關注的問題是，如何將準許收入分解為容量電價和電量電價。目前的辦法是，固定資產折舊主要通過容量電價回收、運維費主要通過電量電價回收。實際上，折舊費、運維費都是按照固定資產投資原值、凈值的一定比例計算的，都是固定成本，電網為用戶供電的邊際成本為0。電網的輸配電成本由系統最大負荷決定，根據微觀經濟學，邊際成本為0時的最優定價策略是單一容量電價。但從成本分攤的角度，由于不同電力用戶的同時率(系統綜合最高負荷與系統各組成單位的絕對最高負荷之和的比值，同時率越高說明最高負荷出現的時間越重疊)、負荷率(負荷率是描述平均負荷與最大負荷的比率的物理量，負荷率高表明峰谷差較小)。采取峰荷責任法分攤容量電價和電量電價，形成低負荷率用戶容量電價低、電量電價高和高負荷率用戶容量電價高、電量電價低的結果，將能夠激勵用戶提高負荷率，進而提高整個電網的負荷率，從而有利于優化電網規劃、投資，降低社會總成本。

如果未來共用電網的輸配電價改為峰荷責任法時，就近消納項目、配備足量儲能的項目如果能夠在高峰時段減少對于共用電網的占用，輸配電價將會有實質性的下降。