本报北京1月31日电（记者 刘志强、丁怡婷）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。

编辑：陈梦伊