北极星储能网获悉，5月15日，国家发展改革委发布《关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知》《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》《国家发展改革委关于第三监管周期区域电网输电价格及有关事项的通知》。文件均自2023年6月1日起执行。（详细原文见文末）
容量电价
两部制电价是指发电方的上网电价或用电方的用电电价由两部分组成，分别为容量电价、电量电价。
对发电企业而言，容量电价根据发电站装机容量计算，是对发电企业的装机容量或可用容量进行直接补偿以刺激发电投资的方法。
发改委解读表示，在严格成本监审基础上，国家发改委首次按照新的抽水蓄能价格机制核定在运及2025年底前拟投运的所有抽水蓄能电站容量电价，印发了《关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知》（以下简称《通知》）。
《通知》的出台释放了清晰的电价信号，有利于形成稳定的行业预期，充分调动各方面积极性，推动抽水蓄能电站建设，发挥电站综合运行效益，更好促进新能源发展，更好保障电力系统安全稳定运行。
此次国家发改委核定在运及2025年底前拟投运的48座抽水蓄能电站容量电价。
据悉，2021年4月30日国家发改委发布《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，明确对抽水蓄能电站实行两部制电价。其中容量电价纳入输配电价回收，弥补固定成本及准许收益。经营期内资本金内部收益率按6.5%核定。
2021年，国家发展改革委又在《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》提出，容量电价弥补固定成本及准许收益，并按无风险收益率（长期国债利率）加1-3个百分点的风险收益率确定收益，电量电价弥补抽发电损耗等变动成本；逐步对新投产抽水蓄能电站实行标杆容量电价；电站容量电价和损耗纳入当地省级电网运行费用统一核算，并作为销售电价调整因素统筹考虑。
对于用电企业而言，两部制电价下，电费包括基本电费和电度电费，基本电费可按电压器容量或最大需量缴纳，储能电站可以在用电高峰时放电给负载大大，降低基本电费；因而工商业储能可以减少容量电价费用支出。然而，以电化学储能为主的新型储能项目成本约0.7元/kWh，且往往由新能源企业单一市场主体承担，影响了项目投资积极性。
对于独立储能项目而言，储能项目收益模式包括：电力现货市场、电力辅助服务、共享储能租赁收益以及容量电价收益。若新型储能容量电价落地，不仅可以推动新型储能进入容量市场交易，则可以有效提升新型储能利用水平和储能的盈利水平。
近年来，新型储能业内不断呼吁，希望给予新型储能与抽水蓄能相同容量电价机制，提高收益。
2022年，全国政协委员、宁德时代董事长曾毓群曾在全国两会提案中建议，应该参照抽水蓄能建立适用新型储能特点的容量电价政策，给企业形成稳定合理的收益空间。
2023年，全国人大代表、美的集团副总裁兼首席财务官钟铮在全国两会建议：完善新型储能容量电费政策，完善新型储能参与电网辅助服务的相关政策，解决储能产业链上锂资源“卡脖子”难题。
2023年1月28日，新疆在《贯彻落实党的二十大精神 推进我区新型储能绿色低碳高质量发展》文章，明确提出：构建新型储能容量市场，明确给予新型储能与抽水蓄能相同容量电价机制，建立新型储能价格疏导机制，由源、网、荷共同承担储能发展成本；加快建立能够反映新型储能价值的价格机制，加快完善辅助服务市场交易机制和价格机制，提升储能电站在辅助服务市场上的竞争力，给予新型储能公平公正的市场地位和市场环境。建立完善源、网、荷、储协调互动发展机制。建立健全电力市场规则和交易细则，明确新型储能充电价格、放电价格、输配电价格，形成健康可持续的盈利模式，保障新型储能项目“有身份”“有活干”“有钱赚”，推动多元化、市场化、规模化、高质量发展。
2023年3月1日，2023年湖南电力市场运行信息暨储能容量市场化交易发布会举行，会上发布了全国首个新型储能容量交易试点方案。据了解，湖南省内63万千瓦储能企业将参与全国首个新型储能容量市场化交易。会上发布了新型储能容量市场化新交易品种，明确了新型储能独立市场地位，推动风电、集中式光伏等新能源与新型独立储能进入容量市场进行交易，有效提升新型储能利用水平，省内63万千瓦储能企业将参与该交易，全年预计疏导储能成本2亿元，
2022年10月，国家发改委回应人大代表相关建议的答复中指出：
2022年5月，国家发改委、国家能源局联合印发《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），明确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，进一步支持新型储能技术发展应用。
但总的看，新型储能仍处于发展初期阶段，尚不具备大规模商业化发展的条件，各方尚未就未来新型储能主流技术路线形成共识。需要适应形势发展，进一步研究论证出台新型储能容量电价机制，以及将电网替代性新型储能设施纳入输配电价回收的可行性和操作性。下一步，我们将积极会同有关方面，探索开展新型储能价格形成机制研究，推动新型储能行业健康可持续发展。
2023年2月13日，国家能源局发布对十三届全国人大代表第BH0108号建议的答复。其建议提出“关于尽快研究出台新型储能价格政策，建立辅助服务和容量电价补偿机制”，对此，国家能源局答复表示：
高度重视并推进健全新型储能价格和市场机制，推动新型储能多元化、市场化、产业化发展。
近两年全国多个地区已经印发或正在修订电力并网运行管理实施细则、电力辅助服务管理实施细则，扎实推进新型储能参与电力市场相关机制，探索建设容量、爬坡、转动惯量等辅助服务交易品种。
输配电价
在我国电价模式下：
销售电价=输配电价+线损折价+政府基金及附加+上网电价
输配电价补偿电网企业电能传输成本，包括电能传输过程中的损耗；政府基金及附加由国务院批准，为通过电价征收的非税收入，用于补贴可再生能源发电、重大水利工程建设、水电站库区移民等。
2019年5月24日，国家发改委、国家能源局联合签发的《输配电定价成本监审办法》（发改价格规〔2019〕897号）的通知（下文简称“办法”）明确：“抽水蓄能电站、电储能设施、电网所属且已单独核定上网电价的电厂的成本费用”不得计入输配电定价成本。在2020年2月5日，国家发改委印发的《省级电网输配电价定价办法》中再次明确，电动汽车充换电服务、抽水蓄能现在、电储能设施等，不得纳入固定资产范围。
2022年6月8日，国家发改委在《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），首次放松了口径：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；而且提出研究建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动电站参与电力市场；探索将电网替代型储能设施成本收益纳入输配电价回收。
储能不收输配电价，也就是储能充电的时候可以不向电网交费，减少储能运营成本支出。而若将储能成本纳入输配电价，意味着储能设施收益途径将增加，项目投资经济性将进一步提高。
新一轮调整后，全国各区域及各省输配电价详情如下：
政策原文
国家发展改革委关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知
发改价格〔2023〕533号
各省、自治区、直辖市发展改革委，国家电网有限公司、南方电网有限责任公司、中国华电集团有限责任公司、中国长江三峡集团有限公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司：
为进一步深化电力体制改革，完善抽水蓄能价格形成机制，促进抽水蓄能行业健康发展，现就抽水蓄能电站容量电价及有关事项通知如下：
一、按照《国家发展改革委关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格﹝2021﹞633号）及有关规定，核定在运及2025年底前拟投运的48座抽水蓄能电站容量电价，具体见附件。
二、电网企业要统筹保障电力供应、确保电网安全、促进新能源消纳等，合理安排抽水蓄能电站运行；要与电站签订年度调度运行协议并对外公示，公平公开公正实施调度；要严格执行本通知核定的抽水蓄能电站容量电价，按月及时结算电费，结算情况单独归集、单独反映，并于每年5月底前将上年度电价执行情况、可用率情况等报我委（价格司）和相关省级价格主管部门。
三、各地发展改革委要加强对抽水蓄能电站容量电价执行情况的监管，发现问题及时报告我委（价格司）。
本通知自2023年6月1日起执行，现行政策相关规定与本通知不符的，以本通知规定为准。
附件：抽水蓄能电站容量电价表
国家发展改革委
2023年5月11日
