新电改10年后，改革下一步要为调节能力定价。为调节能力定价的主要方法是建立容量价格机制。近期有关部门印发的几个文件，说明为调节能力定价已逐步成为改革共识。

　　抽水蓄能容量价格机制、燃煤发电容量价格机制已经分别于2021年和2023年出台。今年又出台了几个新政策：

　　第一，3月12日，内蒙古自治区能源局发布《关于加快新型储能建设的通知》，对纳入自治区规划的独立新型储能电站向电网的放电量执行补偿，2025年及以前建成投产项目的补偿标准为0.35元/千瓦时。假设每年满功率放电300次、每次2小时，相当于每年每千瓦210元。

　　7月12日，甘肃省发展改革委印发关于建立发电侧容量电价机制的通知（征求意见稿）。提出市场初期，煤电机组、电网侧新型储能容量电价标准暂按每年每千瓦330元执行，执行期限2年。其中，煤电机组的有效容量根据煤电机组铭牌容量扣除厂用电后确定。电网侧新型储能的有效容量根据满功率放电时长/6×额定功率并扣除厂用电后确定。每千瓦330元的价格标准来自于国家发展改革委2023年的文件规定。按照有效容量的换算办法，如果满功率放电6小时，则容量电价为每千瓦330元；如果满功率放电2小时，则容量电价为每千瓦110元。

　　第二，9月8日，国家发展改革委公布了新版输配电价定价办法（征求意见稿）。其中，省级电网定价办法一方面明确，新型储能电站资产不纳入输配电有效资产；另一方面，提出“电网企业服务于新能源就近消纳主体时，探索实行单一容量制电价，并加强全流程监管”。跨省跨区专项工程在坚持单一电量定价办法的同时，在附则中提出，适应新型电力系统和全国统一电力市场建设需要，对以输送清洁能源电量为主或以联网功能为主的跨省跨区专项工程，可探索通过两部制或单一容量制形成输电价格，加强全过程监管。

　　第三，9月12日，国家发展改革委印发《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》。在136号文以后，再次引起市场热议，被视为明确了“绿电直供”“隔墙售电”“零碳园区”“源网荷储一体化”“基于新能源的增量配电网”等新型电力交易方式的电价政策。该文件核心要点，一是项目实行按容（需）量缴纳输配电费，下网电量不再缴纳系统备用费、输配环节的电量电费。月度容（需）量电费=按现行政策缴纳的容（需）量电费＋所在电压等级现行电量电价标准×平均负荷率×730小时×接入公共电网容量。其中，平均负荷率暂按所在省份110千伏及以上工商业两部制用户平均水平执行，由电网企业测算、经省级价格主管部门审核后公布；接入公共电网容量为项目同时使用的受电变压器容量及不通过变压器接入的高压电动机容量之和。二是项目使用公共电网时视同工商业用户，暂按下网电量缴纳系统运行费，逐步向按占用容量等方式缴费过渡；暂免缴纳自发自用电量的政策性交叉补贴新增损益。

　　该文件实际上就是省级电网输配电价办法提出的“单一容量制电价”的落地。该政策明确，就近消纳项目以容量输配电费的方式缴纳“稳定供应保障费用”，其实质是将就近消纳项目视为“拥有新能源自备电厂的用户”（对应过去“拥有燃煤自备电厂的用户”）。当然，时代在发展，现在基本上不允许搞燃煤自备电厂，但为了提高绿电比例，鼓励新能源就近消纳，在平衡好社会公共责任和提高绿电比例关系的基础上，有必要实行支持性价格政策。

　　第一，在面对电力交易市场和共用电网时，以大用户的身份出现，既卖电（上网电量，进入现货市场，获得市场交易电价）、又买电（下网电量，由市场交易电价+容量输配电价+系统运行费+政策性交叉补贴新增损益+线损组成）。

　　第二，全部容量分为接入公共电网容量和自备容量部分。降低接入公共电网容量，进而降低稳定供应保障费用，项目业主配备一定比例的储能是必要的。这是因为风电、光伏有效容量约等于没有，就近消纳项目要么通过调整自己的用电曲线与风、光发电曲线（无用户时弃风弃光，无风无光时不用电），要么配置一定容量的储能，否则接网容量就是最高用电容量。实质性的降低接网容量，才有可能实质性的降低输配电价。接网容量为0的项目，也就是离网项目可以完全不承担共用电网的输配电价。

　　第三，每个月是730小时（24×365÷12）。项目接入共用电网时，按照平均负荷率×730小时将电量电费转换为月度容量电费，意味着下网电量低于平均负荷率时，就要承担平均负荷率对应的电量电价（电费增多）；下网电量高于平均负荷率，只需承担平均负荷率对应的电量电价（电费减少）。因此，业主投资决策时，需综合平衡全部用电量的自发自用部分、下网部分、上网部分。自发自用比例大，还有较高负荷率的项目，电价下降更多。

　　第四，下网电量缴纳系统运行费是合理的，毕竟就近消纳项目需要对外买电时，能够卖电给他的基本上都是高成本机组（没有风没有光时需要外购电力，哪个时候整个系统也缺电力），也必须包含系统平衡成本（即抽蓄或新型储能对外放电）。暂免缴纳自发自用电量的政策性交叉补贴新增损益是实实在在的政策倾斜，当然下网电量也还是要承担政策性交叉补贴新增损益。

　　国家发展改革委有关文件在提及新价格机制时，都使用了一个提法“适应新型电力系统需要”。这也是“改革下一步：为调节能力定价”的关键原因。

　　一方面，利用小时数减少，既提高电力供应的单位固定成本，也限制了通过电量销售获得收入的渠道。新型电力系统的显著特征是发电侧和用电侧更加不匹配，电网协调发用电平衡的难度更大，发输配用各个环节的利用小时数都在下降，依靠“卖电”回收成本并获得盈利的方式已很难维持。

　　另一方面，系统需要的不一定是发电，可能是不发电、也可能是用电。风电、光伏装机快速增长，其发电时间和用户的用电时间往往不匹配。这就要求一些电源在某种情况下，通过减少发电量的方式提供调节服务。比如，燃煤发电机组需要在风电、光伏出力较多的时期，减少发电量。减少发电量不但造成发电收入下降，还会带来额外成本（机组频繁压出力，增加损耗、减少使用寿命）。即使火电机组减少了发电，仍然不能实现发用电平衡，就需要抽水蓄能、新型储能等来“消耗电量”，也就是说在这种状态下，储能的作用是用电，用电需要花钱，花了钱就得想办法赚回来。这就是向储能支付费用，弥补其成本并使其有收益的原因。该费用可以采取容量方式（甘肃模式），也可以采取电量方式（内蒙古模式）。

　　容量和电量两种补偿方式的区别在于主动性。如果按照容量方式，储能有义务按照电力系统稳定的要求进行调度，即使充放电价差不大时，如有需要也应当接受电网的调度要求。而按照电量的方式补偿，储能电站既要赚充放电的价差、又要赚0.35元的补贴，根据现货市场分时价格信号进行自我调度，一般会在价差最大时放电。

　　用户面对两个容量电价。一个是电源环节，即由电网代表全体用户向有调节能力的火电、抽水蓄能、各种新型储能支付的容量电费，再以系统运行费的方式分摊给用户；另一个是电网环节，即电网自身的供电成本对应的容量电价（单一容量或者两部制中的容量电价）。

　　电力经济学的核心是“以尽可能低的成本提供安全而清洁的电力”。人们常说“不可能三角”，为了安全、为了绿色，都会增加成本，但是需要有某种机制，既能够调动生产者提供安全而绿色电力的积极性，又不至于过多增加消费者负担，既有激励、又有约束。因此，在肯定容量电价必要性的同时，必须探索约束容量电价上涨的机制，在促进调节能力投资和避免过度增加消费者用电成本之间取得恰当平衡。

　　随着新型电力系统建设逐步深入，发电和接网容量将快速大幅度增长，而供电和用户容量保持稳定缓慢增长，预计未来十年，发电容量可能会增加到80亿千瓦甚至更高，而用电容量只增加到20亿-30亿千瓦。将来，50多亿千瓦的风电和光伏发电时，“线亿千瓦，在火电最小出力状态和部分弃风弃光情况下，还需要各种储能消化20亿千瓦（目前我国储能装机1.64亿千瓦，其中抽水蓄能0.63亿千瓦、新型储能1.01亿千瓦）。过去，人们按照用户侧最大负荷的5%建设电力系统调节能力，未来可能需要按照发电侧风电光伏装机的一定比例配备调节能力。

　　从供给侧的角度看，提供容量服务有成本，为了激励生产者提供容量服务，需要有容量价格机制。但为了约束容量成本快速上升，还需要从用户侧来思考，即谁愿意为调节能力付费？愿意付多少费？用户之所以愿意为容量电价付费，是因为对调节能力的需求，而不管这个服务是谁提供的、也不管提供者的成本结构如何。抽水蓄能给每千瓦660元、燃煤机组给每千瓦330元，从供给侧看合理，从需求侧看则不合理。按这个逻辑，我们从用户侧分析电源和电网两个环节的容量电价。

　　电源环节。为避免电源环节容量电价过快升高，有两个思路。一是竞争机制。将目前实行的分类型、分机组的不同容量电价改为实行统一的容量电价机制。参考机制电价的竞标办法，调节成开云网站 kaiyun登录入口网址本不同的调节资源之间展开竞争，从低到高排列，达到调节需求点的机组报价就是年度容量电价。考虑到不同机组的成本结构，出清的容量电价水平应当是主力调节电源的边际成本。在容量电价之外，调节机组还可以通过现货市场价差（储能为价差、火电为在高价时段发电）和辅助服务市场等获得收益。二是自我约束机制。电源环节的容量电价确定以后，还有一个向谁收取的问题。目前采取的办法是，进入系统运行费，由通过电网购电的全体工商业用户分摊。直接向用户分摊，难以约束调节能力电源的成本上升（反正有人兜底）。且随着新能源比例越来越大，调节电源越来越多，向最终用户分摊的方式很难持续。据了解，有些地方的抽水蓄能电站容量电费分摊已经面临较大困难。为此，可以依据“谁受益、谁付费”的原则，由实际受益方付费，且通过提供方、受益方的双边谈判进行约束。毫无疑问，新型电力系统中增加调节能力的需求，主要来自于风电、光伏、核电等不可调节电源，因此由不可调节电源支付费用是合理的。可以要求不可调节电源直接购买调节能力（租赁费）或者自建调节能力（达到合理出力曲线），以不可调节电源的规模决定调节能力的规模，防止容量电费过度增加。

　　电网环节。根据现行输配电价定价办法，对于电网企业采取准许收入管理，总量约束有比较明确的办法。需要关注的问题是，如何将准许收入分解为容量电价和电量电价。目前的办法是，固定资产折旧主要通过容量电价回收、运维费主要通过电量电价回收。实际上，折旧费、运维费都是按照固定资产投资原值、净值的一定比例计算的，都是固定成本，电网为用户供电的边际成本为0。电网的输配电成本由系统最大负荷决定，根据微观经济学，边际成本为0时的最优定价策略是单一容量电价。但从成本分摊的角度，由于不同电力用户的同时率（系统综合最高负荷与系统各组成单位的绝对最高负荷之和的比值，同时率越高说明最高负荷出现的时间越重叠）、负荷率（负荷率是描述平均负荷与最大负荷的比率的物理量，负荷率高表明峰谷差较小）。采取峰荷责任法分摊容量电价和电量电价，形成低负荷率用户容量电价低、电量电价高和高负荷率用户容量电价高、电量电价低的结果，将能够激励用户提高负荷率，进而提高整个电网的负荷率，从而有利于优化电网规划、投资，降低社会总成本。

　　如果未来共用电网的输配电价改为峰荷责任法时，就近消纳项目、配备足量储能的项目如果能够在高峰时段减少对于共用电网的占用，输配电价将会有实质性的下降。

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