Para satisfacer las necesidades de construir un nuevo tipo de sistema eléctrico, la Comisión Nacional de Desarrollo y Reforma y la Administración Nacional de Energía emitieron el "Aviso sobre la Mejora del Mecanismo de Precios de Capacidad en el Lado de la Generación" (NDRC Precio [2026] N.º 114) el 30 de enero de 2026. Este documento marca la expansión del mecanismo de precios de capacidad en el lado de la generación de China, desde la energía a carbón hasta diversas fuentes de energía ajustables. Cabe destacar que establece, por primera vez a nivel nacional, un mecanismo de precios de capacidad para el almacenamiento independiente de energía nueva en el lado de la red. Estipula que el estándar de compensación debe estar "basado en el estándar de precio de capacidad de la energía a carbón local, convertido de acuerdo con la capacidad de ajuste de picos en una proporción determinada." La proporción de conversión específica se define como "la duración de la descarga continua a plena potencia dividida por la duración máxima anual del pico de carga neta, con un valor máximo que no exceda 1."
I. Connotación Central del Precio de Capacidad, Asignación de Costos y el Referencial de la Energía a Carbón
Para comprender esta nueva política, deben aclararse tres preguntas fundamentales: qué se compensa, quién asume el costo y cuál es el referencial de compensación.
Primero, ¿qué compensa el precio de capacidad? El documento indica que compensa la "capacidad confiable", definida como "la capacidad que una unidad de generación puede suministrar de manera confiable y estable durante las horas pico del sistema a lo largo del año." Esto es fundamentalmente diferente del valor de la energía eléctrica. Para el almacenamiento, su valor reside en actuar como una reserva de "tipo potencia" o "tipo energía". Durante los períodos en que el sistema eléctrico está más tensionado y es probable que enfrente escasez de electricidad, puede liberar energía de inmediato para llenar el vacío, asegurando así la seguridad del suministro eléctrico y la estabilidad del sistema. Por lo tanto, el precio de capacidad no paga por el comportamiento diario de carga y descarga del almacenamiento, sino por su provisión de capacidad de suministro eléctrico garantizada y estable.
Segundo, ¿quién asume el costo de compensación y cómo se transmite? Siguiendo el mecanismo establecido de precios de capacidad de la energía a carbón, los cargos por capacidad para el almacenamiento de energía nueva también se incorporarán en los "costos de operación del sistema". Según el documento, "los cargos por capacidad y las tarifas de compensación por capacidad confiable para las mencionadas fuentes de energía ajustables se incluirán en los costos de operación del sistema local. "Estos costos finalmente se asignarán principalmente a los usuarios comerciales e industriales en proporción a su consumo eléctrico.
Es crucial comprender el impacto clave de los 'costos de operación del sistema': no es un fondo ilimitado, sino más bien el 'pagador final' y una 'restricción práctica' para los subsidios de capacidad. El monto total de fondos en este grupo (es decir, el costo total pagado por el usuario por la confiabilidad del sistema) es finito y agrega los costos de capacidad de todas las fuentes de energía ajustables, incluyendo carbón, gas, hidrobombeo y nuevo almacenamiento de energía. En consecuencia, afecta profundamente la implementación de subsidios de capacidad de almacenamiento de energía desde dos niveles:
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Determinar la Capacidad de Cumplimiento de los Subsidios: Los subsidios de capacidad totales prometidos para varias fuentes de energía en una provincia no pueden exceder la capacidad de pago de las facturas eléctricas de los usuarios comerciales e industriales locales, es decir, la llamada 'capacidad de carga'. Las regiones con mayor resiliencia económica del usuario tienen un grupo total de 'costos de operación del sistema' más grande, permitiéndoles establecer y cumplir estándares de subsidio más altos. Por el contrario, el espacio de subsidio está restringido. Esta es la raíz política del dicho de la industria: 'apuntar a subsidios más altos en provincias con mayor capacidad de carga'.
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Dar Forma a las Futuras Reglas de Asignación: Actualmente, los costos se asignan principalmente según el consumo eléctrico del usuario. Sin embargo, la dirección de la política es cambiar gradualmente hacia la asignación basada en la capacidad garantizada de la red ocupada (es decir, capacidad conectada o demanda máxima). Este cambio reflejará más justamente el principio de 'quien ocupa más recursos del sistema paga más'. Simultáneamente, facilitará valorar y transmitir razonablemente el valor de los proyectos de almacenamiento de energía capaces de proporcionar reducción de picos de alta potencia y larga duración, dándoles una ventaja más prominente para obtener subsidios de capacidad.
Tercero, ¿por qué utilizar el precio de capacidad de energía a carbón como referencia? La energía a carbón es actualmente la fuente de energía de base y regulación más predominante y confiable en el sistema eléctrico de China. Su estándar de precio de capacidad constituye el "ancla" para medir el valor de capacidad del sistema. Vincular la compensación del almacenamiento de energía nueva a este estándar coloca esencialmente a las fuentes de energía de diferentes rutas tecnológicas en la misma escala de valor para su evaluación. El Estado exige que, a partir de 2026, todas las regiones recuperen no menos del 50% de los costes fijos de la energía de carbón mediante el mecanismo de precio de capacidad, y algunas provincias aumentan esta proporción según sus propias circunstancias. Por lo tanto, cuanto mayor sea el nivel del precio de capacidad de la energía de carbón en una región, mayor será el límite superior teórico para la compensación de capacidad del almacenamiento de energía nueva. Sin embargo, esto aún debe superar la prueba de la "capacidad de asumir costes" de los "costes de operación del sistema" para materializarse.
II. Interpretación de la Fórmula Central: ¿Cómo se Calcula la Tasa de Conversión?
El diseño técnico central de la nueva política es la introducción de una fórmula de conversión para cuantificar la contribución de punta del almacenamiento de energía:
R = t / T (donde R ≤ 1)
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t (Duración de la Descarga Continua a Plena Potencia): Se refiere al tiempo total que una estación de almacenamiento puede descargar continuamente a su potencia nominal hasta agotar su energía. Se determina dividiendo la energía nominal de la estación (MWh) por su potencia nominal (MW), lo que representa su escala de energía. Por ejemplo, para una estación de 100 MW/400 MWh, t = 4 horas.
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T (Duración Anual Más Larga del Pico de Carga Neta): Este es clave para comprender las diferencias regionales. Se refiere a la duración del período, entre todos los momentos que requieren suministro de energía de punta a lo largo del año, después de deducir la producción de fuentes de energía no controlables como la eólica y la fotovoltaica, durante el cual el pico de carga neta del sistema persiste por más tiempo. Refleja la demanda mínima de tiempo continuo de suministro eléctrico para fuentes de energía estables en las circunstancias más extremas del sistema eléctrico de una provincia específica.
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Tasa de Conversión R: Esta razón mide en qué medida la escala de energía de una estación de almacenamiento puede satisfacer el período de demanda más severo del sistema. Si t ≥ T, lo que significa que el almacenamiento es suficiente para cubrir todo el período crítico de déficit, entonces R = 1, calificando para el reconocimiento total de capacidad. Si t < T, entonces R < 1, y su valor de capacidad se descuenta proporcionalmente.
La lógica política detrás de este diseño es lograr el "pago por eficacia". Responde precisamente a la demanda central del sistema eléctrico: lo que se adquiere no es simple capacidad instalada, sino capacidad efectiva de punta en momentos críticos. El valor del almacenamiento de energía ya no depende de sus parámetros de placa, sino de su adecuación a las necesidades reales del sistema. Este mecanismo crea directamente un doble impacto:
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"Efecto Compresor" en el Almacenamiento de Corta Duración: Para proyectos de almacenamiento que solo pueden descargar durante 2-3 horas, su ratio de conversión R será mucho menor que 1. Esto significa que los ingresos que puedan obtener mediante el precio de capacidad se reducirán significativamente, lo que supone un desafío sustancial para su viabilidad económica.
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"Guía e Incentivo" para el Almacenamiento de Larga Duración: Mediante instrumentos económicos, la política fomenta explícitamente la construcción de proyectos de almacenamiento con mayores escalas de energía que puedan respaldar independientemente la ventana crítica de déficit del sistema. Solo el almacenamiento con t cercano o mayor que T puede obtener una compensación de capacidad casi completa o total, lo que favorece el desarrollo de la tecnología de almacenamiento de energía de larga duración desde el lado de los ingresos.
III. Análisis de las Diferencias en las Prácticas Regionales: Comprender las Características de los Sistemas Eléctricos Locales desde el "Denominador"
Antes de la introducción de la fórmula unificada nacional, políticas exploratorias en regiones como Hubei, Gansu, Ningxia y Hebei ya contenían conceptos de conversión similares. Su configuración de diferentes "denominadores" (es decir, estimaciones localizadas de la duración de la demanda del sistema T) refleja profundamente las diferencias estructurales en los sistemas eléctricos regionales.
