12月25日，山东省发改委发布《完善山东省容量电价机制有关事项》，其中指出，现行市场化容量补偿电价用户侧收取标准由0.0991元/kWh暂调整为0.0705元/kWh。上述电价政策自2024年1月1日起执行。

据悉，2023年11月9日，山东省能源局等单位印发《支持新型储能健康有序发展若干政策措施》。其中规定，新型储能向电网送电时，可根据月度可用容量获得容量电价补偿，具体补偿标准根据当月电力市场供需确定。经省能源局确定的示范项目，补偿费用暂按电力市场规则中独立储能月度可用容量补偿标准的2倍执行。

在2023年11月10日，国家发改委、国家能源局共同发布《建立煤电容量电价机制的通知》。其中指出，各地煤电容量电费纳入系统运行费用，每月由工商业用户按当月用电量比例分摊，由电网企业按月发布、滚动清算。

目前，全国各地已经有新疆、陕西、山东发布《落实煤电容量电价机制有关事宜的通知》。浙江监管办对《关于明确浙江省煤电容量电价机制最大出力申报、认定及考核等有关事项的通知》征求意见 (文末附全部原文)

原文如下：

关于贯彻发改价格〔2023〕1501号文件完善我省容量电价机制有关事项的通知(鲁发改价格〔2023〕1022号)

各市发展改革委、能源局，华能山东发电有限公司、华电国际电力股份有限公司山东分公司、国家能源集团山东电力有限公司、大唐山东发电有限公司、国家电力投资集团公司山东分公司、华润电力华北大区，山东能源集团有限公司，国网山东省电力公司，山东电力交易中心：

为进一步深化电价市场化改革，推动煤电转变经营发展模式，促进新能源发展和能源绿色低碳转型，根据《国家发展改革委国家能源局关于建立煤电容量电价机制的通知》(发改价格〔2023〕1501号)等文件规定，现将我省容量电价机制有关事项通知如下：

一、实施范围

煤电容量电价机制适用于合规在运的公用煤电机组。燃煤自备电厂、不符合国家规划的煤电机组，以及不满足国家对于能耗、环保和灵活调节能力等要求的煤电机组，不执行容量电价机制。

二、电价标准

(一)省内煤电机组。2024-2025年山东煤电容量电价按照回收煤电机组固定成本30%确定，标准为每年每千瓦100元(含税，下同)。

(二)跨省跨区煤电机组。纳入山东电力电量平衡的跨省跨区外送煤电机组，执行山东煤电容量电价标准，并通过签订年度及以上中长期合同，明确煤电容量电费分摊比例和履约责任等内容。未纳入山东电力电量平衡的跨省跨区外送煤电机组，由送电省份承担其容量电费。

(三)应急备用煤电机组。机组调用时段电量电价，按同时段最短周期电力市场交易电价水平确定。容量电价具体标准，待国家确定应急备用煤电机组具体范围及管理办法后，由省发展改革委会同省能源局按照回收日常维护成本的原则另行制定，适时采取竞争性招标等方式确定。

三、电费分摊

(一)煤电机组可获得的容量电费，根据容量电价和机组申报的最大出力确定，煤电机组分月申报(可按日调整)，电网企业按月结算。煤电机组停机备用和开展计划检修,在核定工期内,可按照机组并网调度协议明确的出力获得容量电费。新建煤电机组自投运次月起执行煤电容量电价机制。

(二)煤电容量电费纳入系统运行费用，每月由工商业用户按当月用电量比例分摊，煤电容量电费折价由电网企业按月预测发布、逐月滚动清算，随代理购电价格信息一并公布。

(三)纳入系统运行费的煤电容量电费折价执行分时电价政策，峰谷清算损益纳入煤电容量电费损益，由全体工商业用户分摊(分享)。

四、电费考核

煤电机组正常在运情况下，无法按照调度指令(跨省跨区送电按合同约定，下同)提供申报最大出力的，月内发生两次扣减当月容量电费的10%，发生三次扣减50%，发生四次及以上扣减100%。最大出力未达标情况由电网企业按月统计，相应扣减容量电费。对自然年内月容量电费全部扣减累计发生三次的煤电机组，取消其获取容量电费的资格。

五、其他事项

(一)加强山东现行市场化容量补偿电价机制与煤电容量电价机制的衔接，现行市场化容量补偿电价用户侧收取标准由每千瓦时0.0991元暂调整为0.0705元。容量补偿电价政策、补偿机组范围、补偿费用收取(支付)等继续按照现行有关规定执行。

(二)煤电容量电价机制具体适用范围、认定程序、考核机制根据国家有关规定执行。国网山东省电力公司要对煤电容量电费单独归集、单独反映，按季向省发展改革委和相关主管部门报送煤电机组容量电费结算及扣减情况、工商业用户度电分摊水平测算及执行情况、电量电费结算情况等信息。

(三)上述电价政策自2024年1月1日起执行。政策执行过程中遇到的问题及建议，请及时报告省发展改革委(价格处)、山东能源监管办(市场监管处)、省能源局(电力处)。

附件：国家发展改革委国家能源局关于建立煤电容量电价机制的通知(发改价格〔2023〕1501号)

山东省发展和改革委员会

国家能源局山东监管办公室

山东省能源局

2023年12月25日

国家发展改革委 国家能源局关于建立煤电容量电价机制的通知

发改价格〔2023〕1501号

各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委、能源局，国家能源局各派出机构，中国华能集团有限公司、中国大唐集团有限公司、中国华电集团有限公司、国家电力投资集团有限公司、国家能源投资集团有限责任公司、国家开发投资集团有限公司、华润(集团)有限公司，国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、内蒙古电力(集团)有限责任公司：为贯彻落实党中央、国务院关于加快构建新型电力系统的决策部署，适应煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型的新形势，推动煤电转变经营发展模式，充分发挥支撑调节作用，更好保障电力安全稳定供应，促进新能源加快发展和能源绿色低碳转型，现就建立煤电容量电价机制有关事项通知如下。

一、总体思路

坚持市场化改革方向，加快推进电能量市场、容量市场、辅助服务市场等高效协同的电力市场体系建设，逐步构建起有效反映各类电源电量价值和容量价值的两部制电价机制。当前阶段，适应煤电功能加快转型需要，将现行煤电单一制电价调整为两部制电价，其中电量电价通过市场化方式形成，灵敏反映电力市场供需、燃料成本变化等情况;容量电价水平根据转型进度等实际情况合理确定并逐步调整，充分体现煤电对电力系统的支撑调节价值，确保煤电行业持续健康运行。

二、政策内容

(一)实施范围。煤电容量电价机制适用于合规在运的公用煤电机组。燃煤自备电厂、不符合国家规划的煤电机组，以及不满足国家对于能耗、环保和灵活调节能力等要求的煤电机组，不执行容量电价机制，具体由国家能源局另行明确。

(二)容量电价水平的确定。煤电容量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定。其中，用于计算容量电价的煤电机组固定成本实行全国统一标准，为每年每千瓦330元;通过容量电价回收的固定成本比例，综合考虑各地电力系统需要、煤电功能转型情况等因素确定，2024～2025年多数地方为30%左右，部分煤电功能转型较快的地方适当高一些，为50%左右(各省级电网煤电容量电价水平具体见附件)。2026年起，将各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%。

(三)容量电费分摊。煤电机组可获得的容量电费，根据当地煤电容量电价和机组申报的最大出力确定，煤电机组分月申报，电网企业按月结算。新建煤电机组自投运次月起执行煤电容量电价机制。各地煤电容量电费纳入系统运行费用，每月由工商业用户按当月用电量比例分摊，由电网企业按月发布、滚动清算。

对纳入受电省份电力电量平衡的跨省跨区外送煤电机组，送受双方应当签订年度及以上中长期合同，明确煤电容量电费分摊比例和履约责任等内容。其中：(1)配套煤电机组，原则上执行受电省份容量电价，容量电费由受电省份承担。向多个省份送电的，容量电费可暂按受电省份分电比例分摊，鼓励探索按送电容量比例分摊。(2)其他煤电机组，原则上执行送电省份容量电价，容量电费由送、受方合理分摊，分摊比例考虑送电省份外送电量占比、高峰时段保障受电省份用电情况等因素协商确定。

对未纳入受电省份电力电量平衡的跨省跨区外送煤电机组，由送电省份承担其容量电费。

(四)容量电费考核。正常在运情况下，煤电机组无法按照调度指令(跨省跨区送电按合同约定，下同)提供申报最大出力的，月内发生两次扣减当月容量电费的10%，发生三次扣减50%，发生四次及以上扣减100%。煤电机组最大出力申报、认定及考核等规则，由国家能源局结合电力并网运行管理细则等规定明确。最大出力未达标情况由电网企业按月统计，相应扣减容量电费。对自然年内月容量电费全部扣减累计发生三次的煤电机组，取消其获取容量电费的资格。

应急备用煤电机组的容量电价，由省级价格主管部门会同能源主管部门按照回收日常维护成本的原则制定，鼓励采取竞争性招标等方式确定。应急备用煤电机组调用时段电量电价，按同时段最短周期电力市场交易电价水平确定。应急备用煤电机组具体范围及管理办法由国家能源局另行明确。

三、保障措施

(一)周密组织实施。省级价格主管部门要牵头做好煤电容量电价机制落实工作，周密部署安排，精心组织实施。跨省跨区送电送、受方要加强沟通衔接，尽快细化确定外送煤电机组容量电费分摊方式等内容，并在中长期交易合同中明确。电网企业要积极配合做好煤电容量电费测算、结算、信息统计报送等相关工作。发电企业要按规定及时申报机组最大出力，作为容量电费测算、结算、考核的依据。国家发展改革委强化煤炭价格调控监管，加强煤电中长期合同签约履约指导，促进形成竞争充分、合理反映燃料成本的电量电价，引导煤炭、煤电价格保持基本稳定，确保机制平稳实施。

(二)强化政策协同。各地要加快推进电力市场建设发展，完善市场交易规则，促进电量电价通过市场化方式有效形成，与煤电容量电价机制协同发挥作用;已建立调峰补偿机制的地方，要认真评估容量电价机制实施后系统调峰需求、煤电企业经营状况等，相应调整有偿调峰服务补偿标准。电力现货市场连续运行的地方，可参考本通知明确的煤电容量电价机制，研究建立适应当地电力市场运行情况的发电侧容量电价机制;发电侧容量电价机制建立后，省内煤电机组不再执行本通知规定的容量电价机制。

(三)密切跟踪监测。省级价格主管部门要会同当地相关部门，积极跟踪煤电容量电价机制执行情况，密切监测煤炭、电力市场动态和价格变化，发现问题及时反映。电网企业要对煤电容量电费单独归集、单独反映，按季向省级价格主管部门和相关主管部门报送当地煤电机组容量电费结算及扣减情况、工商业用户度电分摊水平测算及执行情况、电量电费结算情况等信息。

(四)加强宣传引导。各地要加强政策解读和宣传引导，指导电网企业、发电企业向用户充分阐释建立煤电容量电价机制对发挥煤电支撑调节作用、更好保障电力安全稳定供应、促进能源绿色低碳转型的重要意义，积极回应社会关切，增进各方面理解和支持。

本通知自2024年1月1日起实施。政策实施过程中如遇市场形势等发生重大变化，国家发展改革委、国家能源局将适时评估调整。

国家发展改革委

国 家 能 源 局

2023年11月8日

自治区发展改革委关于落实煤电容量电价机制有关事宜的通知

(新发改能价〔2023〕705号)

各地、州、市发展改革委，国网新疆电力有限公司，新疆电力交易中心有限公司，各有关燃煤发电企业：

为促进煤电机组加快实现功能转型，更好保障电力安全稳定供应，现将《国家发展改革委 国家能源局关于建立煤电容量电价机制的通知》(发改价格〔2023〕1501号)转发你们，并就我区贯彻落实有关事宜通知如下，请一并遵照执行。

一、做好合规在运公用机组认定

按照国家能源局关于明确煤电容量电价适用范围有关工作要求，做好符合条件煤电机组的认定和动态调整。煤电机组经过改造后达到国家相关要求并完成认定的，自次月起执行容量电价政策。

鼓励燃煤自备机组按相关规定转为公用机组，符合要求后同等执行容量电价政策。严禁燃煤公用机组转为自备机组。

二、细化容量电费分摊要求

煤电机组容量电费纳入系统运行费用，由工商业用户进行分摊。电网企业根据当月煤电机组申报最大出力测算容量电费分摊金额，结合工商业用户预测用电量，计算分摊标准，纳入系统运行费用“容量电费分摊”科目单独列示，随月末发布的次月代理购电用户电价一并公布。

电网企业结合煤电机组最大出力考核结果，计算实际容量电费，纳入月度购电费一并向煤电机组结算。煤电机组最大出力考核扣减的容量电费，及工商业用户实际用电量偏差产生的损益，纳入次月系统运行费滚动清算。

三、明确各方工作责任

价格主管部门牵头煤电容量电价机制落实工作，密切跟踪电力市场动态及价格变化，积极回应社会关切。能源主管部门组织开展公用合规机组认定和动态调整工作，认定结果及时告知相关发电企业和电网企业。新疆电网调度的兵团辖区内公用煤电机组，经兵团相关部门认定后，相应执行煤电容量电价政策。

电网企业按照能源监管机构的相关要求开展机组最大出力申报、认定和考核，做好容量电费测算、结算及信息统计等工作，按季度向价格、能源主管部门报送容量电费结算及扣减、用户分摊水平测算及执行等情况。发电企业按规定向电网调度机构申报机组最大出力，根据调度机构指令提供机组出力。

各地督促当地煤电机组按照“三改联动”要求，加快节能降碳改造、灵活性改造，及时提请能源主管部门对完成改造机组进行审核认定。

附件：国家发展改革委 国家能源局关于建立煤电容量电价机制的通知(发改价格〔2023〕1501号)

自治区发展改革委

2023年12月14日

陕西省发展和改革委员会关于建立煤电容量电价机制有关事项的通知

陕发改价格〔2023〕2308号

各设区市、韩城市、杨凌示范区发展改革委(局)，国网陕西省电力有限公司，陕西电力交易中心有限公司，各有关发电企业，各增量配电网：

为贯彻落实党中央、国务院关于加快构建新型电力系统的决策部署，推动煤电转变经营发展模式，充分发挥支撑调节作用，更好保障电力安全稳定供应，促进新能源加快发展和能源绿色低碳转型，根据《国家发展改革委 国家能源局关于建立煤电容量电价机制的通知》(发改价格〔2023〕1501号)精神，现就建立煤电容量电价机制有关事项通知如下。

一、改革总体思路

适应煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型的新形势，将现行煤电单一制电价调整为两部制电价。其中：电量电价通过市场化方式形成，灵敏反映电力市场供需、燃料成本变化等情况;容量电价水平根据转型进度等实际情况合理确定并逐步调整，充分体现煤电对电力系统的支撑调节价值，确保煤电行业持续健康运行。

二、政策实施范围

煤电容量电价机制适用于我省合规在运的公用煤电机组。具体机组名单由我委按照国家能源局相关规定另行明确。

三、容量电价标准

(一)煤电容量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定。陕西电网2024～2025年煤电容量电价为每年每千瓦100元(含税)。2026年以后煤电容量电价按国家发展改革委新的政策规定执行。

(二)应急备用煤电机组容量电价由我委按照回收日常维护成本的原则另行制定。应急备用煤电机组调用时段电量电价，按同时段最短周期电力市场交易电价水平确定。

四、容量电费分摊

(一)煤电机组可获得的容量电费，根据煤电容量电价和机组申报的最大出力确定，煤电机组分月申报，电网企业按月结算。新建煤电机组自投运次月起执行煤电容量电价机制。煤电容量电费纳入系统运行费用，每月由工商业用户按当月用电量比例分摊，由电网企业按月发布、滚动清算。发电企业应于每月20日前向电网企业申报煤电机组最大出力。

(二)对纳入受电省份电力电量平衡的跨省跨区外送煤电机组，送受双方应当签订年度及以上中长期合同，明确煤电容量电费分摊比例和履约责任等内容。其中：配套煤电机组，原则上执行受电省份容量电价，容量电费由受电省份承担。向多个省份送电的，容量电费可暂按受电省份分电比例分摊，鼓励探索按送电容量比例分摊。其他煤电机组，原则上执行陕西电网容量电价，容量电费由送、受方合理分摊，分摊比例考虑我省外送电量占比、高峰时段保障受电省份用电情况等因素协商确定。

对未纳入受电省份电力电量平衡的跨省跨区外送煤电机组，由我省承担其容量电费。

五、容量电费考核

正常在运情况下，煤电机组无法按照调度指令(跨省跨区送电按合同约定，下同)提供申报最大出力的，月内发生两次扣减当月容量电费的10%，发生三次扣减50%，发生四次及以上扣减100%。煤电机组最大出力申报、认定及考核等规则，由国家能源局西北监管局另行明确。最大出力未达标情况由电网企业按月统计，相应扣减容量电费。对自然年内月容量电费全部扣减累计发生三次的煤电机组，取消其获取容量电费的资格。

六、配套政策措施

(一)我委将按照国家要求，会同相关部门积极跟踪煤电容量电价机制执行情况，密切监测煤炭、电力市场动态和价格变化，加快推进电力市场建设发展，完善市场交易规则，强化煤炭价格调控监管，加强煤电中长期合同签约履约指导，通过市场化方式形成竞争充分、合理反映燃料成本的电量电价，引导煤炭、煤电价格保持基本稳定，确保煤电容量电价机制平稳实施。

(二)发电企业要按规定及时申报机组最大出力，作为容量电费测算、结算、考核的依据。跨省跨区送电企业要加强与受电省份沟通衔接，尽快研究确定外送煤电机组容量电费分摊方式等内容，并在中长期交易合同中明确。电网企业要对煤电容量电费单独归集、单独反映，按季向我委和相关主管部门报送煤电机组容量电费结算及扣减情况、工商业用户度电分摊水平测算及执行情况、电量电费结算情况等信息。

(三)各地发展改革部门要加强政策解读和宣传引导，指导电网企业、发电企业向用户充分阐释建立煤电容量电价机制对发挥煤电支撑调节作用、更好保障电力安全稳定供应、促进能源绿色低碳转型的重要意义，积极回应社会关切，增进各方面理解和支持。

本通知自2024年1月1日起执行。执行中遇到情况和问题，请及时报告我委。

陕西省发展和改革委员会

2023年12月20日

支持新型储能健康有序发展若干政策措施

为支持新型储能健康有序发展，加强需求侧牵引，根据国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》(发改办运行〔2022〕475号)等文件规定，提出以下政策措施。

一、电源侧储能

1.支持火电配建新型储能与所属电源联合参与电力市场。在火电企业内部以配建形式建成的新型储能项目，在站内计量、控制等相关系统符合有关技术要求情况下，可与火电机组视为一个整体，按照现有相关规则参与电力市场交易，上网电价按市场规则结算。

2.逐步提高新能源上网电量参与电力市场交易比例。以“2030年新能源全面参与电力市场交易”为目标，推动存量新能源联合配建储能高比例参与电力市场交易;逐步扩大新能源参与电力市场交易比例，通过市场化的方式，提升新能源配建储能利用率和场站综合收益水平。探索基于电力现货市场分时电价信号的分布式光伏分时上网电价机制，支持分布式储能聚合为“云储能”响应调度需求，参与市场交易，推动分布式储能健康发展。

3.鼓励新能源场站与配建储能全电量参与电力市场交易。新能源场站与配建储能自愿全电量一体化联合参与电力市场交易的，在满足电网安全运行以及同等报价条件下优先出清，新能源与配建储能作为一个主体联合结算，促进新能源与配建储能联合主体健康发展。

二、电网侧储能

4.合理确定储能区域布局和投运时序。省能源局组织国网山东省电力公司根据全省新能源项目推进、电力系统调节能力建设需求，定期测算分地区储能建设规模需求，合理确定储能区域布局和投运时序。各地制定新型储能年度建设方案需报省能源局备案，对于未按要求建设的储能项目，应及时移除年度建设方案。

5.明确新型储能调试运行期上网电价机制。新型储能调试运行期上网电量，按照同类型机组当月代理购电市场化采购平均价结算。同类型机组当月未形成代理购电市场化采购电量的，按照最近一次同类型机组月度代理购电市场化采购平均价结算。

6.完善新型储能市场化“两部制”上网电价机制。新型储能作为独立市场主体参与市场交易，执行基于市场化模式下的“电量电价+容量电价”两部制上网电价机制：

(1)电量电价。独立新型储能充电时作为市场用户，从电力市场中直接购电;放电时作为发电企业，从电力市场中进行售电。具体充(放)电价格通过市场交易方式形成。

(2)容量电价。新型储能向电网送电时，可根据月度可用容量获得容量电价补偿，具体补偿标准根据当月电力市场供需确定。经省能源局确定的示范项目，补偿费用暂按电力市场规则中独立储能月度可用容量补偿标准的2倍执行。

7.保障新型储能与新能源企业自主确定容量租赁价格。新型储能容量应在山东电力交易中心统一登记并开放，由省内新能源企业租赁使用。租赁价格由双方协商确定，任何单位和个人不得指定交易对象、限定交易条件、干预交易价格、保障租赁交易公平、公正、公开，确保储能容量在全省范围内共享使用。

8.降低新型储能市场化运行成本。支持独立储能参与中长期市场和现货市场。独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。

9.引导新型储能参与辅助服务市场。充分发挥调节速率快的优点，鼓励独立储能根据电力市场交易规则参加调频辅助服务市场。研究开发更多适合储能的辅助服务交易品种，逐步开展爬坡、备用、转动惯量等辅助服务交易，支持独立储能在电能量市场之外获得更多收益途径。

三、用户侧储能

10.扩大峰谷分时电价政策执行范围。结合国家输配电价改革，将“抽水蓄能容量电费”“上网环节线损费用”纳入分时电价政策执行范围，进一步降低新型储能购电成本。

11.扩大电力市场用户零售套餐约束比例。结合山东电力系统供需，售电公司零售套餐在高峰、低谷时段峰谷浮动系数约束比例由最低50%调整为最低60%，扩大终端用户峰谷价差，进一步提高新型储能利用率。

12.免除新型储能深谷时段市场分摊费用。新型储能在深谷时段充电电量，不再承担发电机组启动、发用双轨制不平衡市场偏差费用。发电机组启动、发用双轨制不平衡市场偏差费用实施月度分摊时，扣除新型储能当月深谷用电量，进一步增加新型储能经济性。