Pour répondre aux besoins de construction d'un nouveau type de système électrique, la Commission nationale du développement et de la réforme et l'Administration nationale de l'énergie ont publié le 30 janvier 2026 le « Avis sur l'amélioration du mécanisme de tarification de la capacité côté production » (NDRC Prix [2026] n° 114). Ce document marque l'extension du mécanisme chinois de tarification de la capacité côté production du charbon aux sources d'énergie ajustables diversifiées. Notamment, il établit pour la première fois au niveau national un mécanisme de tarification de la capacité pour le stockage indépendant d'énergie nouvelle côté réseau. Il stipule que la norme de compensation doit être « basée sur la norme locale de prix de capacité du charbon, convertie selon la capacité de lissage de pointe à un certain ratio. » Le ratio de conversion spécifique est défini comme « la durée de décharge continue à pleine puissance divisée par la durée annuelle maximale de pointe de charge nette, avec une valeur maximale ne dépassant pas 1. »
I. Connotation centrale du prix de capacité, répartition des coûts et référence charbon
Pour comprendre cette nouvelle politique, trois questions fondamentales doivent être clarifiées : ce qui est compensé, qui supporte le coût, et quel est le critère de compensation.
Premièrement, que compense le prix de capacité ? Le document indique qu'il compense la « capacité fiable », définie comme « la capacité qu'une unité de production peut fournir de manière fiable et stable pendant les heures de pointe du système tout au long de l'année. » Cela est fondamentalement différent de la valeur de l'énergie électrique. Pour le stockage, sa valeur réside dans son rôle de réserve de type « puissance » ou « énergie ». Pendant les périodes où le système électrique est le plus tendu et susceptible de faire face à des pénuries d'électricité, il peut libérer rapidement de la puissance pour combler l'écart, assurant ainsi la sécurité de l'alimentation et la stabilité du système. Par conséquent, le prix de capacité ne rémunère pas le comportement quotidien de charge et décharge du stockage, mais sa fourniture d'une capacité d'alimentation électrique garantie et stable.
Deuxièmement, qui supporte le coût de la compensation, et comment est-il transmis ? Suivant le mécanisme établi de tarification de la capacité charbon, les redevances de capacité pour le stockage d'énergie nouvelle seront également intégrées dans les « coûts d'exploitation du système ». Selon le document, « les redevances de capacité et les frais de compensation de capacité fiable pour les sources d'énergie ajustables susmentionnées doivent être inclus dans les coûts d'exploitation du système local. "Ces coûts seront in fine principalement répartis entre les utilisateurs industriels et commerciaux au prorata de leur consommation électrique.
Il est crucial de comprendre l'impact clé des « coûts d'exploitation du système » : il ne s'agit pas d'une réserve de fonds illimitée, mais plutôt du « payeur ultime » et d'une « contrainte pratique » pour les subventions de capacité. Le montant total des fonds dans cette réserve (c'est-à-dire le coût total supporté par les utilisateurs pour la fiabilité du système) est limité et agrège les coûts de capacité de toutes les sources d'énergie ajustables, y compris le charbon, le gaz, l'hydroélectricité de pompage-turbinage et le stockage d'énergie nouvelle. Par conséquent, cela affecte profondément la mise en œuvre des subventions de capacité pour le stockage d'énergie à deux niveaux :
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Déterminer la capacité de réalisation des subventions : Le total des subventions de capacité promises pour les diverses sources d'énergie dans une province ne peut excéder la capacité de paiement des factures d'électricité des utilisateurs industriels et commerciaux locaux, c'est-à-dire la soi-disant « capacité de support ». Les régions où la résilience économique des utilisateurs est plus forte disposent d'une réserve globale de « coûts d'exploitation du système » plus importante, leur permettant de fixer et de respecter des normes de subvention plus élevées. À l'inverse, l'espace de subvention est contraint. C'est la racine politique de l'adage du secteur visant « des subventions plus élevées dans les provinces à plus grande capacité de support ».
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Façonner les futures règles de répartition : Actuellement, les coûts sont principalement répartis sur la base de la consommation électrique de l'utilisateur. Cependant, l'orientation politique est d'évoluer progressivement vers une répartition basée sur la capacité de réseau garantie occupée (c'est-à-dire la capacité de raccordement ou la demande maximale). Ce changement reflétera plus équitablement le principe selon lequel « celui qui occupe plus de ressources du système paie plus ». Simultanément, cela facilitera une tarification et une transmission raisonnables de la valeur des projets de stockage d'énergie capables de fournir une pointe de puissance élevée et de longue durée, leur conférant un avantage plus marqué pour obtenir des subventions de capacité.
Troisièmement, pourquoi utiliser le prix de capacité du charbon comme référence ? Le charbon est actuellement la source d'énergie de base et de régulation la plus prédominante et fiable du système électrique chinois. Son prix de capacité sert de « point d'ancrage » pour évaluer la valeur de la capacité du système. Lier la compensation du stockage d'énergie nouvelle à ce dernier revient à placer les sources d'énergie de différentes filières technologiques sur la même échelle de valeur pour évaluation. L'État exige qu'à partir de 2026, toutes les régions récupèrent au moins 50 % des coûts fixes du charbon grâce au mécanisme de prix de capacité, certaines provinces augmentant cette proportion selon leur situation. Ainsi, plus le niveau du prix de capacité du charbon est élevé dans une région, plus la limite théorique supérieure de compensation pour le stockage d'énergie nouvelle est haute. Cependant, cela doit encore passer l'épreuve de la « capacité de support » des « coûts d'exploitation du système » pour se concrétiser.
II. Interprétation de la formule centrale : comment le taux de conversion est-il calculé ?
La conception technique centrale de la nouvelle politique est l'introduction d'une formule de conversion pour quantifier la contribution au pic du stockage d'énergie :
R = t / T (où R ≤ 1)
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t (Durée de décharge continue à pleine puissance) : Désigne la durée totale pendant laquelle une station de stockage peut décharger continuellement à sa puissance nominale jusqu'à épuisement de son énergie. Elle est déterminée par l'énergie nominale de la station (MWh) divisée par sa puissance nominale (MW), représentant sonéchelle énergétique. Par exemple, pour une station de 100 MW/400 MWh, t = 4 heures.
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T (Durée annuelle maximale du pic de charge nette) : Ceci est essentiel pour comprendre les différences régionales. Il s'agit de la durée de la période, parmi tous les moments nécessitant une alimentation de pointe tout au long de l'année, après déduction de la production des sources d'énergie non contrôlables comme l'éolien et le solaire, pendant laquelle le pic de charge net du système dure le plus longtemps. Cela reflète lademande minimale de durée d'alimentation continue pour les sources d'énergie stables dans les circonstances les plus extrêmes du système électrique d'une province spécifique.
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Taux de conversion R : Ce ratio mesure dans quelle mesure l'échelle énergétique d'une station de stockage peut satisfaire la période de demande la plus sévère du système. Si t ≥ T, ce qui signifie que le stockage est suffisant pour couvrir toute la période critique de déficit, alors R = 1, permettant une reconnaissance complète de la capacité. Si t < T, alors R < 1, et sa valeur de capacité est actualisée proportionnellement.
La logique politique derrière cette conception est d'atteindre « le paiement à la performance ». Elle répond précisément à l'exigence centrale du système électrique : ce qui est acheté n'est pas une simple puissance installée, mais une capacité de pointe effective aux moments critiques. La valeur du stockage ne dépend plus de ses paramètres de plaque signalétique, mais de son adéquation aux besoins réels du système. Ce mécanisme crée directement un double impact :
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« Effet de compression » sur le stockage de courte durée : Pour les projets de stockage ne pouvant se décharger que 2 à 3 heures, leur taux de conversion R sera bien inférieur à 1. Cela signifie que les revenus qu'ils pourront obtenir via le tarif de capacité seront considérablement réduits, menaçant leur viabilité économique.
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« Guidage et incitation » pour le stockage de longue durée : Par des moyens économiques, la politique encourage explicitement la construction de projets de stockage avec des échelles d'énergie plus importantes, capables de soutenir indépendamment la fenêtre de déficit critique du système. Seul le stockage avec t proche ou supérieur à T peut obtenir une compensation de capacité quasi complète ou totale, favorisant ainsi le développement de la technologie de stockage de longue durée sur le plan des revenus.
III. Analyse des différences de pratiques régionales : Comprendre les caractéristiques des systèmes électriques locaux via le « dénominateur »
Avant l'introduction de la formule nationale unifiée, les politiques exploratoires dans des régions comme le Hubei, le Gansu, le Ningxia et le Hebei contenaient déjà des concepts de conversion similaires. Leur définition de différents « dénominateurs » (c'est-à-dire des estimations localisées de la durée de demande système T) reflète profondément les différences structurelles des systèmes électriques régionaux.
