记者 杜萌萌 1月30日，国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于完善发电容量定价机制的通知》（以下简称《通知》），提出建立新的电网侧储能容量独立定价机制。对于新建独立电网侧储能电站，帮助电力系统安全运行，不参与能源分配或存储，不同地区可实行按容量电价。 “十四五”期间，我国相继建立了煤电、抽水蓄能电定价机制，部分省份正在考虑建立燃气电、新能源储能电价调整机制，但业内人士认为，现行能源定价机制无法适应新形势。在此背景下，通知完善现行煤电、燃气电、抽水蓄能电价形成机制，在国家层面首次明确建立新能源储能容量独立于电网的电价机制。一是燃煤发电和燃气发电。各地将通过容量电价回收的燃煤电厂固定成本比例提高50%以上，即每年每千瓦165元。燃气发电容量定价机制可参照燃煤发电容量电价确定办法建立。二是抽水蓄能发电。 2021年，国家发展改革委《关于进一步完善抽水蓄能发电价格形成机制的意见》（发改价格[2021]633号）明确提出，逐步实现抽水蓄能电站将实现成本回收和效益提升。主要是通过市场参与。根据本文件精神，《通知》将完善抽水蓄能发电电价机制。对于633号文件发布前开工建设的电厂，现行定价机制不变，具体由各地制定或核实。对于633号文件发布后已开工建设的中央电力，实行“一省一价”政策，按照平均成本分摊的原则，由各地方政府制定地方统一容量电价。同时，发电厂将自愿参与电力市场，收益由发电厂和消费者共享。三是新能源在电网侧的独立存储。不同地区具有不同的区域煤炭特征，结合排放持续时间和最大c等因素贡献。在火电发电容量定价标准的基础上，建立新型独立的电网侧储能容量定价机制。 “新增容量储能的价格是根据当地燃煤发电容量的价格，按其最大支持容量按比例折算。折算系数与系统连续放电小时数和最长最大净负载持续时间直接相关，折算率与系统连续放电小时数和最大最大净负载持续时间直接相关，真实反映实际贡献。”国家电力投资集团经济技术研究咨询有限公司副书记、总经理李鹏说。有限公司党支部认为，本次协议将使新能源储能在产能机制上的政治认同更加明确、营收预期更高之一。新能源存储与抽水蓄能相比的优势在于，它可以与电力系统中的各个“电网源-负荷”环节进行有效耦合和运行。据能源规划设计总院党委常委、副所长刘士余介绍，《通知》明确了新能源电网侧独立存储的容量定价机制。包括以下考虑：从商业模式来看，发电侧新能源存储供应特定能源，与相应能源共同分配能源，或共同参与能源市场并分享市场利润。新增用户侧储能将通过峰谷电价差、容量（需）电成本降低等方式服务特定用户市场、辅助服务市场及能源容量价格城市。
（编辑：王婉莹）