中國(guó)儲(chǔ)能網(wǎng)訊：從用戶側(cè)來看，容量電價(jià)是即使用戶不用電也要付出的電價(jià)，相當(dāng)于電費(fèi)中的“月租”。 對(duì)于我國(guó)的電價(jià)政策來說，根據(jù)《國(guó)家發(fā)展改革委關(guān)于第三監(jiān)管周期省級(jí)電網(wǎng)輸配電價(jià)及 有關(guān)事項(xiàng)的通知》，用電容量在 100 千伏安及以下的，執(zhí)行單一制電價(jià)；100 千伏安至 315 千伏安之間的，可選擇執(zhí)行單一制或兩部制電價(jià)；315 千伏安及以上的，執(zhí)行兩部制電價(jià)。 現(xiàn)執(zhí)行單一制電價(jià)的用戶可選擇執(zhí)行單一制電價(jià)或兩部制電價(jià)。1）對(duì)于單一制電價(jià)用戶 來說，其用電成本僅與用電量有關(guān)，這部分稱為電量電費(fèi)，由“用電量×電量電價(jià)”決定， 2）對(duì)于兩部制電價(jià)用戶來說，其用電成本由電量電費(fèi)和容量電費(fèi)兩部分構(gòu)成，電量電費(fèi) 由“用電量×電量電價(jià)”決定，容量電費(fèi)不由用電量決定，而是由“變壓器容量×容量電 價(jià)”決定，相當(dāng)于是電費(fèi)中的“月租”。
從發(fā)電側(cè)來看，容量電價(jià)本質(zhì)上是用于回收發(fā)電機(jī)組的固定成本。對(duì)于發(fā)電側(cè)或者儲(chǔ) 能側(cè)來說，其主要收益來源于發(fā)電收益，即“發(fā)電量×電量電價(jià)”，對(duì)于實(shí)施兩部制電價(jià) 的發(fā)電側(cè)機(jī)組來說，其主要收益來源于兩部分，分別是發(fā)電收益和容量電費(fèi)，容量電費(fèi)由 “機(jī)組發(fā)電容量×容量電價(jià)”決定。對(duì)于機(jī)組來講，電量電價(jià)用于回收其發(fā)電運(yùn)行成本， 即邊際成本，如抽水蓄能的抽水電費(fèi)、運(yùn)行費(fèi)用等，而容量電價(jià)用于回收機(jī)組的固定成本， 如初始固定資產(chǎn)建設(shè)成本，尤其是調(diào)用頻率不高，邊際成本相對(duì)較高的保障性機(jī)組。用戶側(cè)與發(fā)電側(cè)都稱容量電價(jià)，但是意義并不相同，本報(bào)告主要討論發(fā)電側(cè)容量電價(jià)。
為什么要回收容量成本：新型電力系統(tǒng)下，電力系統(tǒng)可靠性需求迫切
風(fēng)光新能源發(fā)電占比持續(xù)提升，煤電首度被可再生能源發(fā)電裝機(jī)量超越。國(guó)內(nèi)風(fēng)電及 光伏新能源發(fā)電裝機(jī)量持續(xù)提升，據(jù)國(guó)家能源局?jǐn)?shù)據(jù)，從裝機(jī)量占比來看，國(guó)內(nèi)風(fēng)電及光 伏裝機(jī)量合計(jì)占比從 2015 年的 11%提升至 2023 年上半年的 32%，實(shí)現(xiàn)大幅增長(zhǎng)；從裝 機(jī)量來看，據(jù)國(guó)家能源局發(fā)布數(shù)據(jù)，截至 2023 年 6 月底，國(guó)內(nèi)可再生能源裝機(jī)量（風(fēng)電、 光伏、水電、生物質(zhì)）達(dá)到 13.22 億千瓦，歷史性超過煤電，約占我國(guó)總裝機(jī)量的 48.8%。
各省新能源消納責(zé)任權(quán)重逐年提升，風(fēng)光并網(wǎng)增加發(fā)電側(cè)隨機(jī)性。在中國(guó)能源系統(tǒng)向 低碳化轉(zhuǎn)型的過程中，隨著風(fēng)電和光伏發(fā)電占比逐步提升，國(guó)家能源局與發(fā)改委共同設(shè)置 了各省、直轄市、自治區(qū)的新能源消納權(quán)重，特別是非水電消納責(zé)任權(quán)重，根據(jù)兩部門歷 年以來對(duì)可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重及有關(guān)事項(xiàng)的通知，非水電消納責(zé)任權(quán)重具體計(jì)算 方法為：區(qū)域最低非水電消納責(zé)任權(quán)重=（預(yù)計(jì)本區(qū)域生產(chǎn)且消納年非水電可再生能源電 量+預(yù)計(jì)年凈輸入非水電可再生能源電量）÷預(yù)計(jì)本區(qū)域年全社會(huì)用電量，根據(jù)國(guó)家發(fā)改 委官網(wǎng)發(fā)布的歷年可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重及計(jì)劃安排數(shù)據(jù)，從歷史數(shù)據(jù)和 2023/2024 年計(jì)劃數(shù)據(jù)來看，非水電的新能源消納水平逐年增長(zhǎng)，我們還將全國(guó)各省消納 責(zé)任權(quán)重取了算術(shù)平均值，從全國(guó)各省算數(shù)平均水平來看，從 2020 年的 11.5%增長(zhǎng)至 2024 年的 17.7%。因風(fēng)光發(fā)電受到光照時(shí)長(zhǎng)、風(fēng)力條件等自然因素影響，具有不確定性，高比 例的新能源消納將為發(fā)電側(cè)帶來更大的隨機(jī)性。因此，需要能夠提供穩(wěn)定電力系統(tǒng)輔助服 務(wù)的電力資源作為電網(wǎng)的重要支撐。
一方面，風(fēng)光發(fā)電快速增長(zhǎng)的新型電力系統(tǒng)下，不穩(wěn)定性驅(qū)使輔助服務(wù)的需求種類豐 富，需建設(shè)更多調(diào)節(jié)性電力設(shè)施。根據(jù)我國(guó)原國(guó)家電監(jiān)會(huì)頒布實(shí)施的《并網(wǎng)發(fā)電廠輔助服務(wù)管理暫行辦法》，電力輔助服務(wù)的定義為：為維護(hù)電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運(yùn)行，保證電能質(zhì) 量，除正常電能生產(chǎn)、輸送、使用外，由發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)經(jīng)營(yíng)企業(yè)和電力用戶提供的服務(wù)。 從功能的角度進(jìn)行區(qū)分，電力輔助服務(wù)可分為有功功率平衡服務(wù)、無功功率平衡服務(wù)、事 故恢復(fù)服務(wù)三類，具體來看：1）有功功率平衡服務(wù)主要包括調(diào)頻、備用、調(diào)峰，調(diào)頻可 分為一次調(diào)頻和二次調(diào)頻，備用可分為旋轉(zhuǎn)備用和非旋轉(zhuǎn)備用，調(diào)峰是一種特殊的有功功 率平衡服務(wù)，主要應(yīng)用于電力現(xiàn)貨市場(chǎng)尚未建立的階段，激勵(lì)靈活性發(fā)電資源的開發(fā)，隨 著電力現(xiàn)貨市場(chǎng)建立，調(diào)峰逐步與電能量的日前、日內(nèi)、實(shí)時(shí)市場(chǎng)融合；2）無功功率平 衡服務(wù)主要有無功功率調(diào)節(jié)、電壓支撐；3）事故恢復(fù)服務(wù)主要指黑啟動(dòng)。需要火電靈活 性改造、新型儲(chǔ)能等設(shè)施提供電力系統(tǒng)維穩(wěn)的輔助服務(wù)。
另一方面，新能源發(fā)電增量降本趨勢(shì)下，火電機(jī)組盈利與容量仍需得到保障。1）從 利用小時(shí)數(shù)看，根據(jù)國(guó)家能源局?jǐn)?shù)據(jù)，我國(guó)火電機(jī)組平均發(fā)電利用小時(shí)數(shù)從 2013 年的 5021 小時(shí)，降低至 2022 年的 4379 小時(shí)，降低 13%，近幾年火電總體發(fā)電利用小時(shí)數(shù)維持穩(wěn) 定，但長(zhǎng)期看處于下降趨勢(shì)；2）從發(fā)電量占比角度看，2013年火力發(fā)電量占比達(dá)到 80.4%， 隨著新能源發(fā)電裝機(jī)持續(xù)提升，火電發(fā)電量占比受到擠壓，2022 年占比為 69.8%，10 年 降低 10.6pcts；3）從電價(jià)角度看，根據(jù)國(guó)投電力各類機(jī)組平均上網(wǎng)電價(jià)，2015 年以來， 光伏/風(fēng)電平均上網(wǎng)電價(jià)從 1.1/0.56 元/kWh 降至 0.61/0.46 元/kWh，降幅分別達(dá)到 45%/18%，火電上網(wǎng)電價(jià)從 0.39 元/kWh 增至 0.47 元/kWh，高于風(fēng)電，逐步與光伏縮小 差距。在充分競(jìng)爭(zhēng)的電能量市場(chǎng)中，發(fā)電側(cè)報(bào)價(jià)通常由邊際成本決定，隨著新能源邊際發(fā) 電成本不斷降低，壓縮火電機(jī)組盈利空間，從而降低火電機(jī)組投資積極性，而為了確保電 力系統(tǒng)容量的充裕度與可靠性，需要保障火電機(jī)組的盈利空間。
新型電力系統(tǒng)下，容量成本回收應(yīng)運(yùn)而生。綜合來看，在新型電力系統(tǒng)的背景下，電 力設(shè)施的價(jià)值，不單純體現(xiàn)在其生產(chǎn)和向電網(wǎng)輸送了多少電能，為電力系統(tǒng)提供可靠性的 電力資源也日趨重要，因此，需要對(duì)提供電力系統(tǒng)穩(wěn)定性的調(diào)節(jié)性資源賦予新的價(jià)值，在 此條件下，容量成本回收應(yīng)運(yùn)而生。
如何實(shí)現(xiàn)容量成本回收：容量成本補(bǔ)償是我國(guó)主要機(jī)制
調(diào)節(jié)性資源需通過容量成本回收機(jī)制獲取保障性收益，容量成本回收機(jī)制主要可以分 為稀缺定價(jià)機(jī)制、容量成本補(bǔ)償機(jī)制和容量市場(chǎng)三類。根據(jù)國(guó)家電力調(diào)度控制中心編寫的 《電力現(xiàn)貨市場(chǎng) 101 問》，對(duì)于單一電能量市場(chǎng)，發(fā)電機(jī)組只有在發(fā)電時(shí)才能通過電量電 價(jià)獲得收益，然而在當(dāng)下新型電力系統(tǒng)中，對(duì)于確保系統(tǒng)可靠性所需要的某些發(fā)電機(jī)組， 運(yùn)行時(shí)間相對(duì)較短、總體發(fā)電量較低，比如抽水蓄能、天然氣發(fā)調(diào)峰機(jī)組、新型儲(chǔ)能等， 這些發(fā)電機(jī)組對(duì)電力系統(tǒng)的維穩(wěn)作用不能通過其生產(chǎn)的電能量來衡量，必須在較短的運(yùn)行 時(shí)段內(nèi)回收全部投資成本，因而需引入容量成本回收機(jī)制。根據(jù)國(guó)家發(fā)展改革委 2020 年 發(fā)布的《容量成本回收機(jī)制工作指引》，容量成本回收機(jī)制主要可以分為稀缺定價(jià)機(jī)制、 容量成本補(bǔ)償機(jī)制和容量市場(chǎng)三類，具體地區(qū)采用哪種容量成本回收機(jī)制需要因地制宜。
1）稀缺定價(jià)機(jī)制直接提升電能量?jī)r(jià)格。稀缺定價(jià)機(jī)制是指在系統(tǒng)電能和備用稀缺的 情況下提高電能價(jià)格。在指定現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)格上限時(shí)，允許系統(tǒng)短時(shí)間內(nèi)出現(xiàn)極高的價(jià)格尖 峰，這種機(jī)制主要適用于對(duì)高電力價(jià)格風(fēng)險(xiǎn)承受力強(qiáng)的地區(qū)。問題在于，稀缺電價(jià)僅反映 短時(shí)的供需，會(huì)給系統(tǒng)的長(zhǎng)期容量充裕度，以及發(fā)電投資帶來較大的風(fēng)險(xiǎn)。目前主要有美 國(guó)得州和澳大利亞采用該機(jī)制。 美國(guó)得州獨(dú)立電網(wǎng)采用稀缺電價(jià)機(jī)制，易導(dǎo)致極端情況下的天價(jià)電費(fèi)。美國(guó)得州電網(wǎng)因 獨(dú)立于美國(guó)東部聯(lián)合電網(wǎng)和西部聯(lián)合電網(wǎng)，與附近各州電網(wǎng)沒有互聯(lián)，因此在遭遇極端條件 （如極端天氣）時(shí)，很難從其他電網(wǎng)獲取電力支援，疊加得州采用稀缺電價(jià)機(jī)制，沒有容量 電價(jià)，通過需求緊缺時(shí)的短時(shí)間內(nèi)尖峰電價(jià)回收投資成本，在極端情況下容易導(dǎo)致電費(fèi)高昂。 2021 年 2 月得州極寒天氣事件下，因極端低溫導(dǎo)致的大范圍機(jī)組非計(jì)劃停運(yùn)和用戶負(fù)荷的 增加，導(dǎo)致得州電網(wǎng)頻率偏離正常值，在低于臨界值時(shí)，系統(tǒng)采用了切負(fù)荷的方式維持電網(wǎng) 頻率的穩(wěn)定。與此同時(shí)，得州電網(wǎng)運(yùn)營(yíng)商網(wǎng)站上的數(shù)據(jù)顯示，得州電力可靠性委員會(huì)（ERCOT） 運(yùn)營(yíng)的電網(wǎng)實(shí)時(shí)批發(fā)市場(chǎng)價(jià)格最高達(dá)到 9000 美元/兆瓦時(shí)，約合人民幣 58 元/千瓦時(shí)，極端 天氣前的 2 月 10 日，價(jià)格低于 50 美元/兆瓦時(shí)，電價(jià)暴增 180 倍。
美國(guó)得州稀缺電價(jià)機(jī)制雖能起到相應(yīng)的激勵(lì)作用，但也說明了穩(wěn)定電力供應(yīng)與合理價(jià) 格機(jī)制的重要性。通過稀缺電價(jià)，一方面解決了資金缺失問題，刺激了發(fā)電機(jī)組可靠性投 資，同時(shí)也能夠在真正需要發(fā)電機(jī)組時(shí)提供實(shí)時(shí)激勵(lì)。有觀點(diǎn)認(rèn)為 2021 年得州的極寒天 氣停電事件主要由于稀缺電價(jià)機(jī)制沒有激勵(lì)足夠的備用容量投資，但是實(shí)際上，根據(jù)美國(guó) 當(dāng)?shù)貢r(shí)間 2021 年 11 月 16 日 FERC 發(fā)布的停電事故分析報(bào)告，停電事故的核心原因是發(fā)電側(cè)在極端天氣下的故障導(dǎo)致的大面積非計(jì)劃停運(yùn)，據(jù) FERC 發(fā)布的停電事故分析報(bào)告統(tǒng) 計(jì)，44%的故障是由極端低溫、凍雨天氣直接造成的，31%的故障與發(fā)電機(jī)組的燃料密切 相關(guān)，21%為與低溫相關(guān)的機(jī)組內(nèi)部機(jī)械系統(tǒng)、電氣系統(tǒng)故障，如系統(tǒng)零部件在低溫下發(fā) 生的脆裂，2%的故障是與輸配電系統(tǒng)相關(guān)的電網(wǎng)側(cè)故障。這說明，導(dǎo)致極端環(huán)境停電的主 因并不是容量不足而是機(jī)組故障。但同時(shí)，這也說明穩(wěn)定電力供應(yīng)和良好價(jià)格機(jī)制的重要 性，我們認(rèn)為穩(wěn)定的電力供應(yīng)是保障生產(chǎn)生活的基礎(chǔ)，同時(shí)，合理的價(jià)格機(jī)制可以減少產(chǎn) 生“天價(jià)”電費(fèi)的可能性。
2）容量成本補(bǔ)償機(jī)制是以行政手段形成容量電價(jià)，適用于電力市場(chǎng)發(fā)展初期。在政 府相關(guān)主管部門的指導(dǎo)下，通過對(duì)單位容量補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)和各發(fā)電機(jī)組可補(bǔ)償容量的核算，實(shí) 現(xiàn)對(duì)發(fā)電容量成本的合理補(bǔ)償，主要適用于電力市場(chǎng)發(fā)展初期，經(jīng)濟(jì)社會(huì)和金融市場(chǎng)仍欠 發(fā)達(dá)的地區(qū)。該機(jī)制具備較好的理論基礎(chǔ)和實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)，能夠有序引導(dǎo)發(fā)電容量投資，優(yōu)化 資源配置。智利、西班牙、以及我國(guó)的山東采用容量補(bǔ)償機(jī)制。 智利容量成本補(bǔ)償機(jī)制是對(duì)現(xiàn)貨市場(chǎng)的有效補(bǔ)充，幫助機(jī)組回收固定成本。智利現(xiàn)貨 市場(chǎng)與歐美等國(guó)不同，所有發(fā)電企業(yè)不報(bào)價(jià)，只需上報(bào)可用容量及其運(yùn)行成本（其中，燃 煤、燃?xì)鈾C(jī)組需提交燃料供應(yīng)合同），發(fā)電側(cè)現(xiàn)貨市場(chǎng)運(yùn)營(yíng)中心審核運(yùn)行成本?，F(xiàn)貨市場(chǎng) 以總發(fā)電成本最小為目標(biāo)，基于某時(shí)點(diǎn)的系統(tǒng)負(fù)荷和機(jī)組發(fā)電邊際成本進(jìn)行安全經(jīng)濟(jì)調(diào)度， 邊際出清形成電能量市場(chǎng)價(jià)格。當(dāng)由較高的變動(dòng)成本設(shè)定市場(chǎng)價(jià)格時(shí)，變動(dòng)成本較低的發(fā) 電企業(yè)除了能夠在現(xiàn)貨市場(chǎng)回收其變動(dòng)成本外，還能夠回收部分固定成本；而市場(chǎng)中變動(dòng) 成本最高的機(jī)組只能從現(xiàn)貨市場(chǎng)回收其變動(dòng)成本。因此，為幫助發(fā)電企業(yè)回收固定成本，智利通過監(jiān)管機(jī)構(gòu)制定的容量?jī)r(jià)格為發(fā)電企業(yè)提供容量補(bǔ)償，從而對(duì)競(jìng)爭(zhēng)性發(fā)電側(cè)現(xiàn)貨市 場(chǎng)起到補(bǔ)充作用。 智利容量補(bǔ)償機(jī)制的操作流程分三個(gè)步驟：1. 決定容量電價(jià)，由智利國(guó)家能源委員會(huì) 決定容量電價(jià)；2. 決定補(bǔ)償容量，智利國(guó)家電力調(diào)度機(jī)構(gòu)決定發(fā)電企業(yè)能夠獲得補(bǔ)償?shù)娜?量；3. 費(fèi)用結(jié)算，進(jìn)行容量補(bǔ)償費(fèi)用結(jié)算。
3）容量市場(chǎng)是以市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)的方式形成容量電價(jià)，實(shí)現(xiàn)發(fā)電容量成本回收。容量市場(chǎng) 是競(jìng)爭(zhēng)性電力市場(chǎng)的有機(jī)組成，適用于電能量市場(chǎng)發(fā)展相對(duì)完善的地區(qū)。但是容量市場(chǎng)的 設(shè)計(jì)在理論與實(shí)踐上均需進(jìn)一步完善，且對(duì)系統(tǒng)預(yù)測(cè)、市場(chǎng)管控等要求較高。英國(guó)、法國(guó)、 美國(guó) PJM（PJM INT.，L.L.C.）、NYISO（New York Independent System Operator）、ISO-NE （ISO New England）等電力市場(chǎng)中已建立容量市場(chǎng)。
我國(guó)采用容量補(bǔ)償機(jī)制，有三個(gè)核心原因： 1）為什么不用稀缺電價(jià)機(jī)制？我國(guó)總體電價(jià)受限，不適合采用稀缺電價(jià)機(jī)制。①負(fù) 荷側(cè)價(jià)格敏感度不高，我國(guó)電力價(jià)格偏低，短期來看，大多數(shù)電力負(fù)荷對(duì)價(jià)格敏感度不高， 這部分負(fù)荷用電超過可用發(fā)電容量時(shí)，只能采用拉閘限電或切負(fù)荷的方式進(jìn)行管制，這種 情況需要使用行政手段設(shè)定市場(chǎng)的出清價(jià)格，如果價(jià)格設(shè)定存在缺陷，將會(huì)影響發(fā)電容量 投資的積極性，因此需要對(duì)發(fā)電容量投資進(jìn)行額外的容量補(bǔ)償；②電能和輔助服務(wù)價(jià)格受 限，不能反映供需緊張下的價(jià)格水平，市場(chǎng)的某些特點(diǎn)以及監(jiān)管機(jī)制可能限制電能價(jià)格和 輔助服務(wù)價(jià)格，不能充分反映供需緊張情況下的價(jià)格水平，這將會(huì)導(dǎo)致發(fā)電容量即使在電力供應(yīng)短缺時(shí)回報(bào)仍低于合理水平，將導(dǎo)致發(fā)電容量投資不足；③投資風(fēng)險(xiǎn)較大，考慮到 發(fā)電業(yè)務(wù)的風(fēng)險(xiǎn)結(jié)構(gòu)，比如在電力供應(yīng)相對(duì)短缺時(shí)，供需情況微小變化會(huì)對(duì)發(fā)電機(jī)組利潤(rùn) 產(chǎn)生重大影響，需要協(xié)調(diào)降低投資者風(fēng)險(xiǎn)。 2）為什么目前沒有容量市場(chǎng)？容量市場(chǎng)要與電力現(xiàn)貨市場(chǎng)接軌，國(guó)內(nèi)電力現(xiàn)貨市場(chǎng) 仍不夠成熟。容量市場(chǎng)作為電力現(xiàn)貨市場(chǎng)和輔助服務(wù)市場(chǎng)的有效補(bǔ)充，因涉及容量機(jī)組的 投資，屬于中長(zhǎng)期市場(chǎng)，與短期電力現(xiàn)貨市場(chǎng)間需要實(shí)現(xiàn)良好銜接，而我國(guó)電力現(xiàn)貨市場(chǎng) 仍不夠成熟，要將基于長(zhǎng)期固定建設(shè)成本的市場(chǎng)和基于短期邊際成本的市場(chǎng)實(shí)現(xiàn)銜接平衡， 讓參與市場(chǎng)的機(jī)組實(shí)現(xiàn)較好的盈利，尚存在難度。 3）為什么采用容量補(bǔ)償機(jī)制？與我國(guó)電力現(xiàn)貨市場(chǎng)建設(shè)初級(jí)階段的國(guó)情更契合。容 量成本補(bǔ)償機(jī)制能夠保障容量電價(jià)長(zhǎng)期穩(wěn)定，對(duì)終端價(jià)格的影響是可控的，實(shí)施的成本和 風(fēng)險(xiǎn)較低，市場(chǎng)化程度不足，但這恰恰與我國(guó)目前處于電力市場(chǎng)建設(shè)初級(jí)階段的國(guó)情相契 合，與此同時(shí)，我國(guó)電改措施從出臺(tái)到落地，還需要執(zhí)行一定的行政性措施保障，容量成 本補(bǔ)償機(jī)制正是一種行政性較強(qiáng)的機(jī)制。對(duì)于市場(chǎng)化程度較高的容量市場(chǎng)，仍需探索設(shè)計(jì) 差異化的容量市場(chǎng)機(jī)制，以兼顧公平和效率。
我國(guó)誰因容量電價(jià)受益——源儲(chǔ)側(cè)
煤電機(jī)組、抽水蓄能、天然氣發(fā)電、部分新型儲(chǔ)能實(shí)行容量電價(jià)。在發(fā)電側(cè)和儲(chǔ)能側(cè)， 已經(jīng)實(shí)施容量電價(jià)的儲(chǔ)能和發(fā)電設(shè)施主要包括：煤電機(jī)組、抽水蓄能、天然氣發(fā)電、部分 地區(qū)新型儲(chǔ)能。
1）煤電機(jī)組方面，2023 年 11 月 8 日容量電價(jià)新政策落地。2023 年 10 月 12 日國(guó)家 發(fā)改委、國(guó)家能源局發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步加快電力現(xiàn)貨市場(chǎng)建設(shè)工作的通知》，明確提出， 推動(dòng)開展各類可靠性電源成本回收測(cè)算工作，煤電等可靠性電源年平均利用小時(shí)數(shù)較低的 地區(qū)可結(jié)合測(cè)算情況，盡快明確建立容量補(bǔ)償機(jī)制時(shí)間節(jié)點(diǎn)計(jì)劃和方案，2023 年 11 月 8 日，國(guó)家發(fā)改委、國(guó)家能源局發(fā)布《關(guān)于建立煤電容量電價(jià)機(jī)制的通知》，政策指出，用 于計(jì)算容量電價(jià)的煤電機(jī)組固定成本全國(guó)統(tǒng)一為 330 元/kW·年，不同地區(qū)的回收比例不 同，當(dāng)前主要為 30%和 50%，對(duì)應(yīng) 100 元/kW·年和 165 元/kW·年，2026 年起，將各 地通過容量電價(jià)回收固定成本的比例提升至不低于 50%。
2）抽水蓄能方面，容量電價(jià)促進(jìn)抽蓄健康發(fā)展。國(guó)家發(fā)改委在 2014 年發(fā)布了《國(guó)家 發(fā)展改革委關(guān)于完善抽水蓄能電站價(jià)格形成機(jī)制有關(guān)問題的通知》，明確電力市場(chǎng)形成前， 抽水蓄能電站實(shí)行兩部制電價(jià)，2021 年發(fā)布《國(guó)家發(fā)展改革委關(guān)于進(jìn)一步完善抽水蓄能 價(jià)格形成機(jī)制的意見》，提出為抽水蓄能制定容量電價(jià)，并將成本向電網(wǎng)和電源及特定電 力系統(tǒng)分?jǐn)?，并?2023 年 5 月完成統(tǒng)一核準(zhǔn)，為全國(guó) 48 座已/擬投運(yùn)機(jī)組確定容量電價(jià) 在 289.73-823.34 元/千瓦·年不等。
3）天然氣發(fā)電方面，現(xiàn)已有上海、浙江、江蘇、河南等省市發(fā)布相關(guān)政策對(duì)天然氣 發(fā)電機(jī)組實(shí)施兩部制上網(wǎng)電價(jià)，并制定相應(yīng)容量電價(jià)，江蘇調(diào)峰機(jī)組容量電價(jià)為 28 元/千 瓦·月，上海調(diào)峰機(jī)組容量電價(jià)為 37.01 元/千瓦·月，熱電聯(lián)產(chǎn)發(fā)電機(jī)組為 36.50 元/千 瓦·月，河南駐馬店中原燃機(jī)（2×39 河南萬千瓦）、鄭州燃機(jī)（2×39 萬千瓦）試行兩部 制上網(wǎng)電價(jià)，容量電價(jià)為 35 元/千瓦·月，浙江 9F、9E 機(jī)組容量電價(jià)調(diào)整為 302.4 元/千 瓦·年（含稅，下同），6F 機(jī)組容量電價(jià)調(diào)整為 571.2 元/千瓦·年，6B 機(jī)組容量電價(jià)調(diào) 整為 394.8 元/千瓦·年。
4）新型儲(chǔ)能方面，容量電價(jià)機(jī)制尚不成熟，目前山東、新疆試水獨(dú)立儲(chǔ)能容量電價(jià) 補(bǔ)償機(jī)制，山東 2022 年制定容量補(bǔ)償電價(jià)的基準(zhǔn)值為 0.0991 元/千瓦時(shí)，獨(dú)立儲(chǔ)能容量 補(bǔ)償按照兩倍執(zhí)行，新疆 2023 年容量補(bǔ)償電價(jià)暫定為 0.2 元/千瓦時(shí)，兩地區(qū)均以放電量 為基礎(chǔ)，對(duì)獨(dú)立儲(chǔ)能進(jìn)行容量成本補(bǔ)償。湖南 2023 年 3 月試點(diǎn)容量市場(chǎng)，據(jù)湖南發(fā)改委， 3 月 1 日，全國(guó)首個(gè)新型儲(chǔ)能容量市場(chǎng)交易試點(diǎn)在湖南啟動(dòng)，全省 10 家儲(chǔ)能企業(yè)積極參 與交易，首批交易容量 63 萬千瓦，全年預(yù)計(jì)疏導(dǎo)儲(chǔ)能成本 2 億元，引導(dǎo)全省新型儲(chǔ)能行 業(yè)健康發(fā)展。
我國(guó)誰為容量電價(jià)買單——負(fù)荷側(cè)
首先需要強(qiáng)調(diào)的是，負(fù)荷側(cè)容量電價(jià)與源儲(chǔ)側(cè)容量電價(jià)是不同的概念。源儲(chǔ)側(cè)的容量 電價(jià)是發(fā)電機(jī)組或儲(chǔ)能設(shè)施依據(jù)其自身發(fā)電容量獲取的補(bǔ)償費(fèi)用，而負(fù)荷側(cè)的容量電價(jià)是 根據(jù)其用電側(cè)架設(shè)的變壓器容量核算的額外支出。 負(fù)荷側(cè)單一制電價(jià)和兩部制電價(jià)的核心區(qū)別在于是否有容量電費(fèi)部分，而容量電費(fèi)用 與電量無關(guān)。我國(guó)電力用戶的電價(jià)標(biāo)準(zhǔn)有兩種，分別為單一制電價(jià)和兩部制電價(jià)，單一制 電價(jià)用戶是將電量電價(jià)乘以實(shí)際用電量作為最終電費(fèi)，兩部制電價(jià)用戶的電費(fèi)分為兩部分， 電量電價(jià)乘以實(shí)際用電量作為電量電費(fèi)，同時(shí)按照容量或需量收取一定容（需）量電費(fèi)， 兩部分合計(jì)為兩部制電價(jià)用戶所花費(fèi)的電費(fèi)。二者核心區(qū)別在于，單一制電價(jià)用戶所花費(fèi) 的電費(fèi)只與用電量有關(guān)，而對(duì)于兩部制電價(jià)用戶來說，即使不進(jìn)行電能消耗，其仍要承擔(dān) 部分電費(fèi)，這部分電費(fèi)稱為容（需）量電費(fèi)。
第三監(jiān)管周期省級(jí)電網(wǎng)輸配電價(jià)改革明確新的用戶劃分標(biāo)準(zhǔn)，大容量工商業(yè)用戶執(zhí)行 兩部制電價(jià)。2023 年 5 月國(guó)家發(fā)改委公布了《國(guó)家發(fā)展改革委關(guān)于第三監(jiān)管周期省級(jí)電 網(wǎng)輸配電價(jià)及有關(guān)事項(xiàng)的通知》，用戶用電價(jià)格逐步歸并為居民生活、農(nóng)業(yè)生產(chǎn)及工商業(yè)用電（除執(zhí)行居民生活和農(nóng)業(yè)生產(chǎn)用電價(jià)格以外的用電）三類，不再單獨(dú)區(qū)分大工業(yè)用電 和一般工商業(yè)用電。明確了居民生活用電、農(nóng)業(yè)生產(chǎn)用電、以及用電容量小于 100kVA 的 工商業(yè)用戶，統(tǒng)一適用單一制電價(jià)，容量大于 318 kVA 的工商業(yè)用戶，統(tǒng)一使用兩部制電 價(jià)，對(duì)于用電容量為 100kVA-318 kVA 的用戶，可以自行選擇單一制電價(jià)或兩部制電價(jià)， 相較于改革前，容量處于 100kVA-318 kVA 中間值的工商業(yè)用戶選擇更靈活。
成本如何傳導(dǎo)？源儲(chǔ)側(cè)與負(fù)荷側(cè)容量電價(jià)關(guān)系與成本傳導(dǎo)路徑
第三監(jiān)管周期下將抽水蓄能容量電費(fèi)單獨(dú)列示，工商業(yè)用戶承擔(dān)抽水蓄能容量電價(jià)。 根據(jù) 2023 年 5 月國(guó)家發(fā)改委發(fā)布的《關(guān)于第三監(jiān)管周期省級(jí)電網(wǎng)輸配電價(jià)及有關(guān)事項(xiàng)的 通知》，部分承擔(dān)兩部制電價(jià)的工商業(yè)用戶，其用電價(jià)格由上網(wǎng)電價(jià)、上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費(fèi)用、 輸配電價(jià)、系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用、政府性基金及附加組成，其中，系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用單獨(dú)列示，包括 了輔助服務(wù)費(fèi)用、抽水蓄能容量電費(fèi)等，上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費(fèi)用按實(shí)際購(gòu)電上網(wǎng)電價(jià)和綜合線 損率計(jì)算。與前兩監(jiān)管周期輸配電價(jià)核定文件相比，核心變化在于改輸配電價(jià)包含網(wǎng)損、 抽蓄容量電價(jià)為單列，納入了公眾視野，這對(duì)于引導(dǎo)社會(huì)公眾逐步接受“全社會(huì)為電力系 統(tǒng)調(diào)節(jié)能力付費(fèi)”理念、探索逐步建立統(tǒng)一的調(diào)節(jié)電源容量補(bǔ)償機(jī)制具有重要意義。
核心功能總結(jié)：價(jià)值發(fā)現(xiàn)，成本傳導(dǎo)，盈利托底
容量電價(jià)在電力系統(tǒng)中的核心功能體現(xiàn)在，實(shí)現(xiàn)電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)性資源的價(jià)值發(fā)現(xiàn)、邊 際建設(shè)成本向用戶側(cè)傳導(dǎo)、以及對(duì)發(fā)電設(shè)備的盈利托底等方面，具體來看：
1）價(jià)值發(fā)現(xiàn)：實(shí)現(xiàn)發(fā)電資源與調(diào)節(jié)性資源的解耦，完成對(duì)調(diào)節(jié)性資源的價(jià)值發(fā)現(xiàn)。 據(jù)學(xué)術(shù)論文《基于分時(shí)容量電價(jià)的新型電力現(xiàn)貨市場(chǎng)設(shè)計(jì)》（夏清，楊知方，賴曉文等， 2022），隨著新能源發(fā)電占比提升，為支撐新型電力系統(tǒng)現(xiàn)貨市場(chǎng)的建設(shè)，需要建立精準(zhǔn) 反映電力成本的現(xiàn)貨市場(chǎng)機(jī)制，即形成度量源網(wǎng)荷儲(chǔ)價(jià)值的準(zhǔn)確價(jià)格信號(hào)。然而如果采用 單一制電價(jià)（電量電價(jià)），電力市場(chǎng)將存在以下問題：1）若以新能源發(fā)電決定邊際價(jià)格，其近零的邊際成本將導(dǎo)致現(xiàn)貨價(jià)格信號(hào)消失，調(diào)節(jié)作用不復(fù)存在；2）若以昂貴、少量的 靈活性資源決定邊際價(jià)格，新能源與靈活性資源的供電服務(wù)差異性無法體現(xiàn)。因此需要實(shí) 現(xiàn)發(fā)電資源與調(diào)節(jié)性資源的解耦合，以電量電價(jià)+容量電價(jià)為基礎(chǔ)的兩部制網(wǎng)電價(jià)正是實(shí) 現(xiàn)調(diào)節(jié)性資源價(jià)值發(fā)現(xiàn)的關(guān)鍵策略。
2）成本傳導(dǎo)：容量電價(jià)將邊際建設(shè)成本傳導(dǎo)至下游。原有單一制電價(jià)機(jī)制下，是將 電站的運(yùn)營(yíng)成本通過電量電價(jià)轉(zhuǎn)移至下游，不能很好地傳導(dǎo)發(fā)電設(shè)備的建設(shè)成本，在兩部 制電價(jià)機(jī)制下，電量電價(jià)可以反映發(fā)電設(shè)備的邊際運(yùn)營(yíng)成本，而容量電價(jià)可以反映發(fā)電設(shè) 備的邊際投資建設(shè)成本，從而實(shí)現(xiàn)成本的多維覆蓋，將建設(shè)成本更好地向下游傳導(dǎo)。傳導(dǎo) 方向是發(fā)電側(cè)→電網(wǎng)側(cè)→用戶側(cè)，具體傳導(dǎo)關(guān)系我們?cè)谏衔挠脩魝?cè)與發(fā)電側(cè)容量電價(jià)的關(guān) 系一節(jié)中已有所討論。
3）盈利托底：提升盈利穩(wěn)定性。容量電價(jià)機(jī)制能夠?qū)⒐潭ǔ杀鞠蛳掠蝹鲗?dǎo)，將會(huì)提 升電力設(shè)備的盈利穩(wěn)定性，具體的提升穩(wěn)定能力與容量電價(jià)的核定和機(jī)制相關(guān)，為電力設(shè) 備起到盈利托底的作用。此盈利托底作用將會(huì)促進(jìn)火力發(fā)電轉(zhuǎn)型、抽水蓄能的健康發(fā)展、 以及提升新型儲(chǔ)能的裝機(jī)意愿。
復(fù)盤：容量電價(jià)促進(jìn)抽水蓄能健康發(fā)展
復(fù)盤抽水蓄能發(fā)展，我們將其劃分為四個(gè)重要階段。我們復(fù)盤了中國(guó)抽水蓄能的發(fā)展 歷程，以容量電價(jià)的出現(xiàn)、提出容量電價(jià)核準(zhǔn)方式、容量電價(jià)的核準(zhǔn)并從輸配電價(jià)剝離為 幾個(gè)關(guān)鍵節(jié)點(diǎn)，將抽水蓄能發(fā)展劃分為四個(gè)階段，分別為：第一階段：抽水蓄能起步和發(fā) 展階段（1958~2014 年）、第二階段：抽水蓄能兩部制電價(jià)實(shí)施階段（2014~2021）、第三 階段：抽水蓄能容量電價(jià)核準(zhǔn)與疏導(dǎo)階段（2021~2023）、第四階段：抽水蓄能發(fā)展新階 段（2023~）。
抽水蓄能起步和發(fā)展階段（1958~2014）
中國(guó)抽水蓄能起步坎坷。河北平山縣崗南水電站被公認(rèn)為是中國(guó)第一座混合式抽水蓄 能電站，1958 年 3 月開始興建電站主體部分，直至 1968 年才續(xù)建完成，容量為 1.1 萬千 瓦，使用進(jìn)口抽水蓄能機(jī)組，開啟中國(guó)抽水蓄能先河。1973 年和 1975 年，中國(guó)在當(dāng)時(shí)已 經(jīng)運(yùn)營(yíng)了 15 年的北京密云水庫(kù)白河水電站分別改建安裝了兩臺(tái) 1.1 萬千瓦抽水蓄能機(jī)組， 由天津發(fā)電設(shè)備廠生產(chǎn)，實(shí)現(xiàn)了小型機(jī)組國(guó)產(chǎn)化。截至 1979 年，中國(guó)水電裝機(jī)容量達(dá)到 1911 萬千瓦，其中抽水蓄能僅為 3.3 萬千瓦。 改革開放后經(jīng)濟(jì)提速帶來抽水蓄能加速成長(zhǎng)。改革開放后，國(guó)民經(jīng)濟(jì)的提速倒逼電力 產(chǎn)業(yè)快速發(fā)展，火電在全國(guó)各地開花，水電比重迅速下降，其結(jié)果是調(diào)峰問題日益嚴(yán)重， 拉閘限電現(xiàn)象頻現(xiàn)，電網(wǎng)安全受到威脅，在此背景下，抽水蓄能發(fā)展按下加速鍵，到 2000 年底，全世界抽水蓄能電站裝機(jī)容量達(dá)到 1.14 億千瓦，中國(guó)抽蓄總?cè)萘窟_(dá)到 552 萬千瓦， 占比 4.8%，截至 2010 年底，全國(guó)抽水蓄能電站裝機(jī)容量達(dá)到 1451 萬千瓦，全世界抽水 蓄能電站的裝機(jī)容量達(dá)到 1.35 億千瓦，中國(guó)的占比升至 10.7%。
電改“5 號(hào)文”發(fā)布，效益核算問題導(dǎo)致抽水蓄能發(fā)展受阻。2002 年 2 月，國(guó)務(wù)院下 發(fā)《電力體制改革方案》，“廠網(wǎng)分開，重組發(fā)電和電網(wǎng)企業(yè)”，電改后，發(fā)電企業(yè)開始發(fā) 力，中國(guó)發(fā)電量快速增長(zhǎng)，抽水蓄能增長(zhǎng)卻放緩，主要系原本由廠網(wǎng)配合的抽水蓄能電站 地位不清晰，運(yùn)行的費(fèi)用在電網(wǎng)側(cè)，效益產(chǎn)生在發(fā)電側(cè)，效益核算原因?qū)е码娋W(wǎng)和發(fā)電企 業(yè)都缺乏投資熱情。2004 年，國(guó)家發(fā)改委下發(fā)《關(guān)于抽水蓄能電站建設(shè)管理有關(guān)問題的 通知》，將抽水蓄能的建設(shè)和經(jīng)營(yíng)權(quán)劃歸電網(wǎng)企業(yè)，雖然保障了電網(wǎng)調(diào)峰調(diào)頻的需求，但 是并未解決抽水蓄能的經(jīng)濟(jì)性，還打擊了電網(wǎng)企業(yè)外其他各方的投資積極性。截至 2015 年底，全國(guó)抽水蓄能裝機(jī)為 2300 萬千瓦，并未達(dá)到“十二五”規(guī)劃的 3000 萬千瓦。 中國(guó)為抽水蓄能大國(guó)并非強(qiáng)國(guó)，合理電價(jià)機(jī)制是保障抽蓄健康發(fā)展的關(guān)鍵。根據(jù)中國(guó) 水利發(fā)電工程學(xué)會(huì)官網(wǎng)（CSHE）文章(2022 年 4 月 19 日）《抽水蓄能簡(jiǎn)史：從蹣跚起步 到萬億風(fēng)口》（嚴(yán)凱），我國(guó)抽水蓄能自 20 世紀(jì) 60 年代開始發(fā)展，截至 2020 年底，全球 已投運(yùn)的抽水蓄能裝機(jī)為 1.725 億千瓦，其中中國(guó)抽水蓄能裝機(jī)達(dá)到 3149 萬千瓦，占比 超過 18%，位居世界第一，然而中國(guó)是抽水蓄能大國(guó)，卻不是抽蓄強(qiáng)國(guó)，這主要體現(xiàn)在抽 水蓄能的占比上，截至上文文章發(fā)出時(shí)（2022 年 4 月），中國(guó)抽水蓄能電站占總裝機(jī)容量 的比重僅為 1.4%，遠(yuǎn)低于日本 8%，和意大利、德國(guó)、英國(guó)等發(fā)達(dá)國(guó)家的 3~6%，盡管抽水蓄能電站對(duì)系統(tǒng)安全運(yùn)行保障具有優(yōu)勢(shì)，但合理的電價(jià)機(jī)制是調(diào)動(dòng)抽水蓄能電站發(fā)電積 極性和保障電站調(diào)峰調(diào)頻作用的關(guān)鍵。
兩部制電價(jià)試水階段（2014~2021）
抽水蓄能單一的電能量市場(chǎng)無法收回抽水蓄能的成本。根據(jù)《中國(guó)能源報(bào)》中尤培培、 李司陶的署名文章《兩部制電價(jià)反映抽水蓄能多元價(jià)值》（2021 年 5 月 17 日），絕大多數(shù) 抽水蓄能電站定價(jià)機(jī)制處于不同程度的政府管制下，僅有不足 6%的抽水蓄能電站進(jìn)入自 由競(jìng)爭(zhēng)的電力市場(chǎng)，核心原因是競(jìng)爭(zhēng)性的電力現(xiàn)貨市場(chǎng)會(huì)將市場(chǎng)價(jià)格導(dǎo)向邊際成本，然而 抽水蓄能具有高建設(shè)成本，低運(yùn)行成本的特點(diǎn)，因而僅通過電能量市場(chǎng)難以收回成本。 抽水蓄能電站兩部制電價(jià)開始實(shí)行，容量電價(jià)體現(xiàn)抽水蓄能的輔助服務(wù)價(jià)值。2014 年，為了促進(jìn)抽水蓄能電站健康發(fā)展，充分發(fā)揮抽水蓄能電站綜合效益，國(guó)家發(fā)改委發(fā)布 了《國(guó)家發(fā)展改革委關(guān)于完善抽水蓄能電站價(jià)格形成機(jī)制有關(guān)問題的通知》（下稱《通知》）， 明確電力市場(chǎng)形成前，抽水蓄能電站實(shí)行兩部制電價(jià)，兩部制電價(jià)中，容量電價(jià)主要體現(xiàn) 抽水蓄能電站提供備用、調(diào)頻、調(diào)相和黑啟動(dòng)等輔助服務(wù)價(jià)值，按照彌補(bǔ)抽水蓄能電站固 定成本及準(zhǔn)許收益的原則核定。其中，準(zhǔn)許收益按無風(fēng)險(xiǎn)收益率（長(zhǎng)期國(guó)債利率）+1%~3% 的風(fēng)險(xiǎn)收益率核定。
鼓勵(lì)通過市場(chǎng)方式確定電價(jià)，容量電費(fèi)納入電網(wǎng)運(yùn)行費(fèi)用統(tǒng)一結(jié)算。本《通知》為推 動(dòng)抽水蓄能電站電價(jià)市場(chǎng)化，在具備條件的地區(qū)，鼓勵(lì)采用招標(biāo)、市場(chǎng)競(jìng)價(jià)等方式確定抽 水蓄能電站項(xiàng)目業(yè)主、電量、容量電價(jià)、抽水電價(jià)和上網(wǎng)電價(jià)。同時(shí)，在實(shí)現(xiàn)電力市場(chǎng)化 前，抽水蓄能電站容量電費(fèi)和抽發(fā)損耗納入當(dāng)?shù)厥〖?jí)電網(wǎng)（或區(qū)域電網(wǎng)）運(yùn)行費(fèi)用統(tǒng)一核 算，并作為銷售電價(jià)調(diào)整因素統(tǒng)籌考慮。 電網(wǎng)企業(yè)的抽水蓄能成本疏導(dǎo)存在困難。為強(qiáng)化對(duì)電網(wǎng)企業(yè)的監(jiān)管，2019 年 5 月， 國(guó)家發(fā)改委、國(guó)家能源局發(fā)布的《輸配電定價(jià)成本監(jiān)審辦法》規(guī)定：“抽水蓄能電站、電 儲(chǔ)能設(shè)施不計(jì)入輸配電定價(jià)成本?！鄙鲜稣咭?guī)定意味著，電網(wǎng)企業(yè)開發(fā)抽水蓄能無法將 建設(shè)成本計(jì)入電價(jià)當(dāng)中，成本回收的通道不暢。當(dāng)年底，國(guó)家發(fā)改委于 2019 年 12 月 9 日發(fā)布《省級(jí)電網(wǎng)輸配電價(jià)定價(jià)辦法（修訂征求意見稿）》再次強(qiáng)調(diào)，抽水蓄能電站不得納入可計(jì)提收益的有效資產(chǎn)范圍。這也意味著，抽水蓄能的成本也無法通過產(chǎn)業(yè)鏈進(jìn)行疏 導(dǎo)。
容量電價(jià)核準(zhǔn)與成本疏導(dǎo)階段（2021~2023）
2021 年 5 月，國(guó)家發(fā)改委出臺(tái)了《關(guān)于進(jìn)一步完善抽水蓄能價(jià)格形成機(jī)制的意見》（下 稱《意見》），標(biāo)志著抽水蓄能的容量電價(jià)機(jī)制發(fā)展進(jìn)入了新的階段，本階段主要解決了兩 個(gè)問題：
1）提出了對(duì)標(biāo)行業(yè)先進(jìn)水平的容量電價(jià)核定方法，以經(jīng)營(yíng)期定價(jià)法核定。本階段不 同于上階段的合理成本加準(zhǔn)許收益的核定原則，根據(jù)《抽水蓄能容量電價(jià)核定辦法》，抽 水蓄能容量電價(jià)按經(jīng)營(yíng)期定價(jià)法核定，基于彌補(bǔ)成本、合理收益原則，按照資本金內(nèi)部收 益率對(duì)電站經(jīng)營(yíng)期內(nèi)年度凈現(xiàn)金流進(jìn)行折現(xiàn)，以實(shí)現(xiàn)整個(gè)經(jīng)營(yíng)期現(xiàn)金流收支平衡為目標(biāo)， 核定電站容量電價(jià)。主要參數(shù)設(shè)置為：電站經(jīng)營(yíng)期按 40 年核定，經(jīng)營(yíng)期內(nèi)資本金內(nèi)部收 益率按 6.5%核定，還貸期限 25 年，運(yùn)行維護(hù)費(fèi)率按電站費(fèi)率從低到高排名前 50%的平均 水平核定。從執(zhí)行上來看，電站投運(yùn)后首次核定臨時(shí)容量電價(jià)，在經(jīng)成本調(diào)查后核定正式 容量電價(jià)，并隨省級(jí)電網(wǎng)輸配電價(jià)監(jiān)管周期同步調(diào)整。
2）解決了容量電費(fèi)由誰承擔(dān)的問題，通過輸配電價(jià)疏導(dǎo)容量電費(fèi)。抽水蓄能容量電 費(fèi)疏導(dǎo)和分?jǐn)倖栴}一直是抽蓄電站定價(jià)的難點(diǎn)，《意見》解決了容量電費(fèi)誰承擔(dān)的問題。 電量電價(jià)體現(xiàn)抽水蓄能電站的調(diào)峰服務(wù)價(jià)值，容量電價(jià)主要體現(xiàn)抽水蓄能電站提供調(diào)頻、 調(diào)壓、系統(tǒng)備用和黑啟動(dòng)等輔助服務(wù)的價(jià)值，輔助服務(wù)是為了確保整個(gè)電網(wǎng)安全穩(wěn)定經(jīng)濟(jì) 運(yùn)行，提供的具有公共產(chǎn)品性質(zhì)的服務(wù)，其相關(guān)費(fèi)用理應(yīng)向所有受益用戶回收。容量電費(fèi) 應(yīng)按照受益程度以合理比例在省級(jí)電網(wǎng)進(jìn)行分?jǐn)?，然后通過各省級(jí)電網(wǎng)輸配電價(jià)向所有用 戶征收。在我國(guó)電力市場(chǎng)完善前，特別是容量市場(chǎng)、長(zhǎng)周期輔助服務(wù)市場(chǎng)建立前，通過輸 配電價(jià)疏導(dǎo)容量電費(fèi)，能夠體現(xiàn)抽水蓄能電站輔助服務(wù)的功能價(jià)值，這是當(dāng)前合理的且具 有可操作性的容量電費(fèi)疏導(dǎo)方式。
兩部制電價(jià)反映抽水蓄能的多元價(jià)值。根據(jù)《中國(guó)能源報(bào)》中尤培培、李司陶的署名 文章《兩部制電價(jià)反映抽水蓄能多元價(jià)值》（2021 年 5 月 17 日），電量電價(jià)體現(xiàn)抽水蓄能 電站提供調(diào)峰服務(wù)的價(jià)值，抽水蓄能電站通過電量電價(jià)回收抽水、發(fā)電的運(yùn)行成本；容量 電價(jià)體現(xiàn)抽水蓄能電站提供調(diào)頻、調(diào)壓、系統(tǒng)備用和黑啟動(dòng)等輔助服務(wù)的價(jià)值，抽水蓄能 電站通過容量電價(jià)回收抽發(fā)運(yùn)行成本外的其他成本并獲得合理收益。
抽水蓄能發(fā)展新階段（2023~）
2023 年 5 月，國(guó)家發(fā)改委分別出臺(tái)《國(guó)家發(fā)展改革委關(guān)于抽水蓄能電站容量電價(jià)及 有關(guān)事項(xiàng)的通知》，和《國(guó)家發(fā)展改革委關(guān)于第三監(jiān)管周期省級(jí)電網(wǎng)輸配電價(jià)及有關(guān)事項(xiàng) 的通知》，本階段解決兩個(gè)問題： 一是已投運(yùn)/擬投運(yùn) 48 座抽蓄電站容量電價(jià)核算完成。《國(guó)家發(fā)展改革委關(guān)于抽水蓄 能電站容量電價(jià)及有關(guān)事項(xiàng)的通知》核定了在運(yùn)及 2025 年底前擬投運(yùn)的 48 座抽水蓄能電 站容量電價(jià)，根據(jù)同時(shí)發(fā)布的容量電價(jià)表，核定抽水蓄能容量電價(jià)在 289.73-823.34 元/ 千瓦不等，48 座已投運(yùn)/擬投運(yùn)抽水蓄能電站合計(jì)裝機(jī)容量 5600 萬千瓦（56GW），對(duì)應(yīng) 每年容量電費(fèi) 247.6 億元，這意味著不考慮電量電費(fèi)，容量電費(fèi)可每年為 48 座抽蓄電站 帶來 247.6 億元的收益，以補(bǔ)償固定建設(shè)成本，加權(quán)平均容量電價(jià)為 490.36 元/千瓦。未 來抽蓄發(fā)展的前景廣闊，抽水蓄能發(fā)展長(zhǎng)期向好，持續(xù)鞏固抽水蓄能在儲(chǔ)能領(lǐng)域的領(lǐng)先地 位。
二是開始培養(yǎng)用戶側(cè)為調(diào)節(jié)服務(wù)付費(fèi)的理念。根據(jù)《國(guó)家發(fā)展改革委關(guān)于第三監(jiān)管周 期省級(jí)電網(wǎng)輸配電價(jià)及有關(guān)事項(xiàng)的通知》，抽水蓄能的價(jià)格不再包含于輸配電價(jià)中，而是 進(jìn)行單列，執(zhí)行兩部制電價(jià)的工商業(yè)用戶，其用電價(jià)格由上網(wǎng)電價(jià)、上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費(fèi)用、 輸配電價(jià)、系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用、政府性基金及附加組成，其中，系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用進(jìn)行了單獨(dú)列示， 其中包括了輔助服務(wù)費(fèi)用、抽水蓄能容量電費(fèi)等，上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費(fèi)用按實(shí)際購(gòu)電上網(wǎng)電價(jià) 和綜合線損率計(jì)算。與前兩監(jiān)管周期輸配電價(jià)核定文件相比，核心變化在于改輸配電價(jià)包 含網(wǎng)損、抽蓄容量電價(jià)為單列，納入了公眾視野，這對(duì)于引導(dǎo)社會(huì)公眾逐步接受“全社會(huì) 為電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力付費(fèi)”理念、探索逐步建立統(tǒng)一的調(diào)節(jié)電源容量補(bǔ)償機(jī)制具有重要意 義。
容量電價(jià)機(jī)制對(duì)抽水蓄能增長(zhǎng)起到促進(jìn)作用。抽水蓄能裝機(jī)增長(zhǎng)長(zhǎng)期處于穩(wěn)定狀態(tài)， 2018-2020 年，國(guó)內(nèi)累計(jì)抽水蓄能裝機(jī)量同比增速分別為 2%/1%/5%，對(duì)應(yīng)新增裝機(jī)量分 別為 0.6/0.3/1.5GW，2021 年國(guó)家發(fā)改委發(fā)布完善抽水蓄能價(jià)格形成機(jī)制相關(guān)政策后，國(guó) 內(nèi)抽水蓄能發(fā)展獲得促進(jìn)，2021-2023H1 國(guó)內(nèi)抽水蓄能分別新增裝機(jī) 8.0/6.3/3.3GW，2021 和 2022 年實(shí)現(xiàn)累計(jì)裝機(jī)量同比增長(zhǎng) 25%/16%，增速明顯。表明兩部制電價(jià)的進(jìn)一 步完善對(duì)抽水蓄能發(fā)展起到了應(yīng)有的促進(jìn)作用。
新政：煤電容量電價(jià)落地，助力煤電盈利能力修復(fù)
煤電容量電價(jià)政策落地，助力煤電盈利能力和電力系統(tǒng)可靠性提升
煤電容量電價(jià)政策于 2023 年 11 月 8 日落地，明確預(yù)期，逐步提高。2023 年 11 月 8 日，國(guó)家發(fā)改委和國(guó)家能源局印發(fā)《關(guān)于建立煤電容量電價(jià)機(jī)制的通知》，2024 年 1 月 1 日開始實(shí)施。通知要點(diǎn)如下：
1）從成本核算上，以 330 元/ kW·年為標(biāo)準(zhǔn)固定成本，根據(jù)地區(qū)設(shè)置不同回收比例， 用于計(jì)算容量電價(jià)的煤電機(jī)組固定成本實(shí)行全國(guó)統(tǒng)一標(biāo)準(zhǔn)，為 330 元/ kW·年，具體到回 收比例上，2024～2025 年多數(shù)地方為 30%左右，對(duì)應(yīng) 100 元/ kW·年，部分煤電功能轉(zhuǎn) 型較快的地方為 50%左右（河南、湖南、重慶、四川、青海、云南、廣西），對(duì)應(yīng) 165 元/ kW·年。2026 年起，將各地通過容量電價(jià)回收固定成本的比例提升至不低于 50%，云南、 四川等煤電轉(zhuǎn)型較快的地區(qū)提升至不低于 70%。
2）從適用范圍上，容量電價(jià)僅適用于合規(guī)在運(yùn)、滿足靈活調(diào)節(jié)能力要求的共用機(jī)組。 政策文件明確指出，煤電容量電價(jià)機(jī)制適用于合規(guī)在運(yùn)的公用煤電機(jī)組，燃煤自備電廠、 不符合國(guó)家規(guī)劃的煤電機(jī)組，以及不滿足國(guó)家對(duì)于能耗、環(huán)保和靈活調(diào)節(jié)能力等要求的煤 電機(jī)組，不執(zhí)行容量電價(jià)機(jī)制，具體由國(guó)家能源局另行明確。
我們測(cè)算 2025 年煤電容量電價(jià)帶來機(jī)組收益約為 1000 億元。基于上述政策，我們 對(duì)煤電容量電價(jià)帶來的煤電機(jī)組盈利進(jìn)行初步測(cè)算，我們假設(shè) 2025 年全國(guó)平均容量電價(jià) 水平約為 100 元/ kW·年（暫不考慮少數(shù)比例為 50%的地區(qū)），同時(shí)，根據(jù)國(guó)家能源局官 網(wǎng)轉(zhuǎn)載中國(guó)社會(huì)科學(xué)院可持續(xù)發(fā)展研究中心副主任張安華的文章《煤電達(dá)峰須加強(qiáng)需求側(cè) 管理》（2023 年發(fā)表），我國(guó)現(xiàn)超低排放的煤電機(jī)組超過 10.5 億千瓦，我們假設(shè) 2025 年 符合獲取容量電價(jià)要求的煤電在運(yùn)公用機(jī)組約為 10 億千瓦，據(jù)此測(cè)算，2025 年煤電的全 年容量電費(fèi)約為 1000 億元，我們預(yù)計(jì)將助力煤電盈利能力提升，以此激勵(lì)煤電靈活性改 造與容量保持，從而提升電力系統(tǒng)的可靠性。
充分汲取過往經(jīng)驗(yàn)，容量電價(jià)的核算與疏導(dǎo)方式明確
抽水蓄能容量電價(jià)發(fā)展中曾著力解決“容量電價(jià)核準(zhǔn)方式”和“如何疏導(dǎo)”的問題。 1）在核準(zhǔn)方式方面，根據(jù) 2014 年國(guó)家發(fā)改委發(fā)布的《國(guó)家發(fā)展改革委關(guān)于完善抽水 蓄能電站價(jià)格形成機(jī)制有關(guān)問題的通知》，抽水蓄能的容量電價(jià)按照彌補(bǔ)抽水蓄能電站固 定成本及準(zhǔn)許收益的原則核定，后續(xù)又調(diào)整為經(jīng)營(yíng)期定價(jià)法核定，基于彌補(bǔ)成本、合理收 益原則，按照資本金內(nèi)部收益率 6.5%，對(duì)電站經(jīng)營(yíng)期內(nèi)年度凈現(xiàn)金流進(jìn)行折現(xiàn)，國(guó)家發(fā) 展改革委 2023 年發(fā)布的《國(guó)家發(fā)展改革委關(guān)于抽水蓄能電站容量電價(jià)及有關(guān)事項(xiàng)的通知》 才確定在運(yùn)及 2025 年年底前擬投運(yùn)的 48 座抽水蓄能電站容量電價(jià)，合計(jì)容量 5600 萬千 瓦，容量電價(jià)在 289.73-823.34 元/千瓦不等。 2）在電價(jià)疏導(dǎo)方面，2019 年 5 月，國(guó)家發(fā)改委、國(guó)家能源局發(fā)布的《輸配電定價(jià)成 本監(jiān)審辦法》規(guī)定“抽水蓄能電站、電儲(chǔ)能設(shè)施不計(jì)入輸配電定價(jià)成本?！?2019 年 12 月 9 日國(guó)家發(fā)改委發(fā)布《省級(jí)電網(wǎng)輸配電價(jià)定價(jià)辦法（修訂征求意見稿）》強(qiáng)調(diào)，抽水蓄能電 站不得納入可計(jì)提收益的有效資產(chǎn)范圍，表明抽水蓄能成本無法通過輸配電價(jià)和產(chǎn)業(yè)鏈進(jìn) 行疏導(dǎo)，直至 2021 年 5 月，國(guó)家發(fā)改委出臺(tái)了《關(guān)于進(jìn)一步完善抽水蓄能價(jià)格形成機(jī)制 的意見》，解決了容量電費(fèi)由誰承擔(dān)的問題，容量電費(fèi)照受益程度以合理比例在省級(jí)電網(wǎng) 進(jìn)行分?jǐn)?，通過各省級(jí)電網(wǎng)輸配電價(jià)向用戶征收。我們認(rèn)為在我國(guó)電力市場(chǎng)完善前，通過 輸配電價(jià)疏導(dǎo)容量電費(fèi)，能體現(xiàn)其功能價(jià)值，是當(dāng)前合理且具有可操作性的疏導(dǎo)方式。 煤電容量電價(jià)的容量電價(jià)核算與疏導(dǎo)方式明確。1）容量電價(jià)核算方面，國(guó)家發(fā)改委、 國(guó)家能源局印發(fā)的《關(guān)于建立煤電容量電價(jià)機(jī)制的通知》明確全國(guó)標(biāo)準(zhǔn)統(tǒng)一為每年每千瓦 330 元，僅分省分時(shí)點(diǎn)調(diào)整回收比例，核算方式明確。2）疏導(dǎo)方式方面，各地煤電容量 電費(fèi)納入系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用，每月由工商業(yè)用戶按當(dāng)月用電量比例分?jǐn)?，疏?dǎo)方式明確。
邊界性強(qiáng)，上防用電成本大幅提升，下防機(jī)組“拿錢不出力”
用電成本方面，容量電價(jià)沒有造成終端用戶成本大幅提升。據(jù)我們上文測(cè)算，2025 年國(guó)內(nèi)煤電機(jī)組容量電價(jià)帶來的容量電費(fèi)約為 1000 億元/年，相當(dāng)于終端工商業(yè)用戶總體 生產(chǎn)用電成本增加1000億元，參考國(guó)家統(tǒng)計(jì)局發(fā)布的2022年全國(guó)規(guī)模以上工業(yè)企業(yè)數(shù)據(jù)， 2022 年我國(guó)規(guī)模以上工業(yè)企業(yè)實(shí)現(xiàn)營(yíng)收 1379098.4 億元，同時(shí)營(yíng)業(yè)成本為 1168426.4 億 元。據(jù)此測(cè)算，2025 年容量電價(jià)導(dǎo)致的額外用電成本 1000 億元，約占 2022 年國(guó)內(nèi)規(guī)模 以上工業(yè)企業(yè)成本的 0.085%，占比相對(duì)較小?？紤]到我國(guó)規(guī)上工業(yè)企業(yè)規(guī)模仍持續(xù)增長(zhǎng)，我們預(yù)計(jì)即使后續(xù)容量電價(jià)回收比例由 30%調(diào)增至 50%，也不會(huì)造成終端用電成本大幅 增長(zhǎng)，在確保煤電機(jī)組合理營(yíng)收的情況下，減少用電成本的大幅提升。 監(jiān)管考核方面，嚴(yán)格要求出力指標(biāo)。在運(yùn)情況下，煤電機(jī)組無法按照調(diào)度指令（跨省 跨區(qū)送電按合同約定，下同）提供申報(bào)最大出力的，月內(nèi)發(fā)生兩次扣減當(dāng)月容量電費(fèi) 10%， 三次扣減 50%，四次及以上扣減 100%。以此預(yù)防煤電機(jī)組在獲得容量電價(jià)“低?！钡那?況下“拿錢不出力”，防止資源浪費(fèi)。對(duì)自然年內(nèi)月容量電費(fèi)全部扣減累計(jì)發(fā)生三次的煤 電機(jī)組，取消其獲取容量電費(fèi)的資格。
展望：容量電價(jià)機(jī)制漸近，新型儲(chǔ)能盈利有望向好
新型儲(chǔ)能高速增長(zhǎng)，低利用率是隱憂
新型儲(chǔ)能裝機(jī)加速，占比接近 30%。國(guó)內(nèi)近年來新型儲(chǔ)能裝機(jī)增速明顯，據(jù) CNESA 數(shù)據(jù)， 2016 年國(guó)內(nèi)新型儲(chǔ)能裝機(jī)量累計(jì)僅有 0.28GW，占總儲(chǔ)能裝機(jī)容量的 1.2%，2018 年新型儲(chǔ)能裝機(jī)量突破 1GW 以 來 ， 分 別 在 2020-2023H1 實(shí) 現(xiàn) 累 計(jì) 裝 機(jī) 量 3.28/5.73/12.7/20.7GW，截至 2023 年 6 月底，國(guó)內(nèi)裝機(jī)容量占比接近 30%，增速明顯。
新型電化學(xué)儲(chǔ)能高增速下，利用率低下是隱憂。中電聯(lián)在 2022 年發(fā)布的《新能源配 儲(chǔ)能運(yùn)行情況調(diào)研報(bào)告》顯示，電化學(xué)儲(chǔ)能項(xiàng)目平均等效利用系數(shù)為 12.2％，新能源配儲(chǔ) 為 6.1％，火電廠配儲(chǔ)能為 15.3％，電網(wǎng)儲(chǔ)能為 14.8％，用戶儲(chǔ)能為 28.3％。為方便對(duì)比，我們測(cè)算了基準(zhǔn)情形下的新型儲(chǔ)能等效利用率，算法參考國(guó)標(biāo) GB/T36549-2018《電化學(xué) 儲(chǔ)能電站運(yùn)行指標(biāo)及評(píng)價(jià)》，儲(chǔ)能單元的等效利用系數(shù) EAF=(EC+ED)/(P*PH)，其中 EC 和 ED 為充電和放電量，P 為額定功率，PH 為評(píng)價(jià)期內(nèi)統(tǒng)計(jì)小時(shí)數(shù)（全年為 8760 小時(shí)），我 們以 100MW/200MWh 的電化學(xué)儲(chǔ)能為例，假設(shè)充放電深度 95%，則每天一充一放對(duì)應(yīng) 的等效利用效率為 15.8%，兩充兩放對(duì)應(yīng)效率為 31.7%，以此基準(zhǔn)情形作為對(duì)比，可見新 型電化學(xué)儲(chǔ)能利用效率仍處于較低水平。
新型儲(chǔ)能利用率低下的核心原因是盈利水平有限，健全價(jià)格機(jī)制對(duì)提升新型儲(chǔ)能盈利 能力和利用率至關(guān)重要。2023 年 3 月 2 日湖北發(fā)改委轉(zhuǎn)載全國(guó)能源信息平臺(tái)網(wǎng)的文章《利 用率僅 6.1%！多省儲(chǔ)能電站為何“建而不用”？》指出，盈利水平有限，儲(chǔ)能電站主動(dòng) 不參與電力市場(chǎng)交易是計(jì)劃停運(yùn)的主要原因之一，這也導(dǎo)致了儲(chǔ)能利用率低下，文章同時(shí) 指出，電力市場(chǎng)價(jià)格機(jī)制的健全，保證已投儲(chǔ)能的盈利水平，是提升儲(chǔ)能利用率的首要措 施。
新型儲(chǔ)能正在逐步融入電力市場(chǎng)
電力市場(chǎng)改革，新型儲(chǔ)能需要逐步融入。據(jù)《“5 號(hào)文”到“9 號(hào)文” 回顧電力體制 改革 20 年》（馮永最，2016 年），如果將 1997 年國(guó)家電力公司成立視作中國(guó)電力市場(chǎng)化 的開端，中國(guó)電力市場(chǎng)改革至今已走過 26 年，2002 年發(fā)布的《電力體制改革方案》（5 號(hào)文）為市場(chǎng)化改革邁出關(guān)鍵一步。在持續(xù)的電力市場(chǎng)改革過程中，隨著新能源發(fā)電量持 續(xù)增加，電力系統(tǒng)逐步發(fā)生了深刻變革，新型儲(chǔ)能在此過程中以維護(hù)電力系統(tǒng)穩(wěn)定的角色 加入了新型電力系統(tǒng)，與電力市場(chǎng)改革共同前進(jìn)，需要逐步將新型儲(chǔ)能融入新型電力市場(chǎng)。 國(guó)內(nèi)新型儲(chǔ)能裝機(jī)快速增長(zhǎng)：隨著新能源發(fā)電裝機(jī)量逐步提升，儲(chǔ)能裝機(jī)量隨之快速 提升，根據(jù) CNESA 數(shù)據(jù)，我國(guó)新型儲(chǔ)能累計(jì)裝機(jī)容量在 2018 年突破 1GW，逐步呈現(xiàn)出 規(guī)模效應(yīng)，隨后的 2019-2022 年，國(guó)內(nèi)新型儲(chǔ)能新增裝機(jī)量分別為 0.6/1.6/2.5/7.0GW， 截至 2023 年 6 月底，國(guó)內(nèi)累計(jì)新型儲(chǔ)能裝機(jī)容量超過 20GW。新型儲(chǔ)能裝機(jī)快速增長(zhǎng)， 其在新型電力市場(chǎng)中的定位也逐步發(fā)生變化。
寧德時(shí)代董事長(zhǎng)曾毓群倡議建立新型儲(chǔ)能容量電價(jià)政策：據(jù)《中國(guó)能源報(bào)》2022 年 4 月 4 日?qǐng)?bào)道，2022 年全國(guó)兩會(huì)上，曾毓群表示，當(dāng)前，以電化學(xué)儲(chǔ)能為主的新型儲(chǔ)能技 術(shù)具備毫秒級(jí)快速響應(yīng)和雙向調(diào)節(jié)的優(yōu)勢(shì)，不受地理?xiàng)l件限制且建設(shè)周期短，可提高電網(wǎng) 事故快速恢復(fù)能力、減少負(fù)荷損失，且在電力系統(tǒng)的源、網(wǎng)、荷側(cè)都可根據(jù)需求靈活部署。 “容量電價(jià)是提升儲(chǔ)能電站綜合效益的重要措施和手段。應(yīng)破除制約市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)的各類障礙 和隱性壁壘，參照抽水蓄能建立適應(yīng)新型儲(chǔ)能特點(diǎn)的容量電價(jià)政策?！?新型儲(chǔ)能參與電力市場(chǎng)：2022 年 5 月 24 日國(guó)家發(fā)改委辦公廳和能源局綜合司共同發(fā) 布《關(guān)于進(jìn)一步推動(dòng)新型儲(chǔ)能參與電力市場(chǎng)和調(diào)度運(yùn)用的通知》（以下簡(jiǎn)稱《通知》），明 確鼓勵(lì)新型儲(chǔ)能參與電力市場(chǎng)，具體包括：1）獨(dú)立儲(chǔ)能參與市場(chǎng)，具備技術(shù)條件的，具 有法人資格的新型儲(chǔ)能項(xiàng)目，可轉(zhuǎn)為獨(dú)立儲(chǔ)能；2）配儲(chǔ)轉(zhuǎn)為獨(dú)立儲(chǔ)能參與市場(chǎng)，以配建 形式存在的新型儲(chǔ)能項(xiàng)目，通過技術(shù)改造可選擇轉(zhuǎn)為獨(dú)立儲(chǔ)能項(xiàng)目；3）配儲(chǔ)與新能源場(chǎng) 站聯(lián)合參與市場(chǎng)，鼓勵(lì)以配建形式存在的新型儲(chǔ)能項(xiàng)目與新能源場(chǎng)站聯(lián)合參與市場(chǎng)。本項(xiàng) 《通知》同時(shí)提出研究建立電網(wǎng)側(cè)獨(dú)立儲(chǔ)能電站容量電價(jià)機(jī)制。
山東系列舉措引導(dǎo)獨(dú)立儲(chǔ)能參與現(xiàn)貨市場(chǎng)并給予容量補(bǔ)償：2022 年山東省發(fā)改委和 山東省電力公司、山東電力交易中心連續(xù)發(fā)文，3 月印發(fā)的《山東省發(fā)展和改革委員會(huì)關(guān) 于電力現(xiàn)貨市場(chǎng)容量補(bǔ)償電價(jià)有關(guān)事項(xiàng)的通知》首次提出發(fā)電機(jī)組容量補(bǔ)償費(fèi)用電價(jià)標(biāo)準(zhǔn) 為 0.0991 元/千瓦時(shí)，8 月印發(fā)的《關(guān)于促進(jìn)我省新型儲(chǔ)能示范項(xiàng)目健康發(fā)展的若干措施》， 將獨(dú)立儲(chǔ)能劃入容量補(bǔ)償范圍，按照標(biāo)準(zhǔn)電價(jià)的 2倍執(zhí)行，11 月印發(fā)的《關(guān)于發(fā)布 2023 年容量補(bǔ)償分時(shí)峰谷系數(shù)及執(zhí)行時(shí)段的公告》進(jìn)一步明確了不同時(shí)段的容量電價(jià)收取情況。 為獨(dú)立儲(chǔ)能參與現(xiàn)貨市場(chǎng)打開了通道，為其運(yùn)營(yíng)起到了一定的盈利托底作用。 全國(guó)首個(gè)新型儲(chǔ)能容量市場(chǎng)交易試點(diǎn)在湖南啟動(dòng)：2023 年 3 月 1 日，2022 年湖南電 力市場(chǎng)運(yùn)行信息暨儲(chǔ)能容量市場(chǎng)化交易發(fā)布會(huì)舉行，會(huì)上同時(shí)發(fā)布了全國(guó)首個(gè)新型儲(chǔ)能容 量市場(chǎng)交易試點(diǎn)方案，為儲(chǔ)能容量交易創(chuàng)造交易環(huán)境，并啟動(dòng)了交易試點(diǎn)，據(jù)湖南日?qǐng)?bào)報(bào) 道，全省 10 家儲(chǔ)能企業(yè)參與交易，首批交易容量 63 萬千瓦，報(bào)道中預(yù)計(jì)全年將疏導(dǎo)儲(chǔ)能 成本 2 億元，我們根據(jù)“容量電價(jià)=疏導(dǎo)成本/交易容量”進(jìn)行測(cè)算，湖南容量市場(chǎng)試點(diǎn)產(chǎn) 生的容量電價(jià)約為 317 元/kW·年。
新疆試水獨(dú)立儲(chǔ)能容量電價(jià)補(bǔ)償：2023 年 5 月 16 日，新疆自治區(qū)發(fā)改委發(fā)布《自治 區(qū)發(fā)展改革委關(guān)于建立健全支持新型儲(chǔ)能健康有序發(fā)展配套政策的通知》，首次提出試行 獨(dú)立儲(chǔ)能容量電價(jià)補(bǔ)償，2025 年底前，補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)按放電量計(jì)算，2023 年暫定 0.2 元/千瓦 時(shí)，2024 年起逐年遞減 20%，補(bǔ)償所需資金暫由全體工商業(yè)用戶共同分?jǐn)偅娋W(wǎng)企業(yè)按 月根據(jù)補(bǔ)償資金規(guī)模和工商業(yè)用電量測(cè)算分?jǐn)倶?biāo)準(zhǔn)。 國(guó)家發(fā)改委和能源局發(fā)布規(guī)則，指導(dǎo)電力現(xiàn)貨市場(chǎng)建設(shè)，提倡保障容量充裕度：2023 年 9 月 7 日，國(guó)家發(fā)展改革委和國(guó)家能源局印發(fā)《電力現(xiàn)貨市場(chǎng)基本規(guī)則（試行）》（下稱 《規(guī)則》），這是我國(guó)首個(gè)從國(guó)家層面正式發(fā)布、用于指導(dǎo)電力現(xiàn)貨市場(chǎng)建設(shè)和規(guī)范市場(chǎng)規(guī) 則的文件。從建設(shè)目標(biāo)來看，《規(guī)則》明確了形成體現(xiàn)時(shí)空特性、反映市場(chǎng)供需變化的電 能量?jī)r(jià)格信號(hào)，發(fā)揮市場(chǎng)在電力資源配置中的決定性作用；從儲(chǔ)能相關(guān)表述來看，《規(guī)則》 同時(shí)指出，推動(dòng)新能源參與電力市場(chǎng)，設(shè)計(jì)適應(yīng)新能源特性的市場(chǎng)機(jī)制，推動(dòng)分布式發(fā)電、負(fù)荷聚合商、儲(chǔ)能和虛擬電廠等新型經(jīng)營(yíng)主體參與交易；從容量補(bǔ)償機(jī)制相關(guān)要求來看， 提倡探索建立市場(chǎng)化的容量補(bǔ)償機(jī)制，做好與現(xiàn)貨市場(chǎng)銜接，保障容量的充裕度，具備條 件時(shí)，可探索建立容量市場(chǎng)。
國(guó)家發(fā)改委和能源局發(fā)布通知，探索儲(chǔ)能等新型主體參與電力市場(chǎng)：2023 年 10 月 12 日國(guó)家發(fā)展改革委辦公廳、國(guó)家能源局綜合司發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步加快電力現(xiàn)貨市場(chǎng)建設(shè) 工作的通知》（下稱《通知》），提出鼓勵(lì)新型主體參與電力市場(chǎng)，通過市場(chǎng)化方式形成分 時(shí)價(jià)格信號(hào)，推動(dòng)儲(chǔ)能、虛擬電廠、負(fù)荷聚合商等新型主體在削峰填谷、優(yōu)化電能質(zhì)量等 方面發(fā)揮積極作用，探索“新能源+儲(chǔ)能”等新方式。同時(shí)，文件指出有序擴(kuò)大現(xiàn)貨市場(chǎng) 建設(shè)范圍，針對(duì)福建、浙江、四川、遼寧、江蘇、安徽、河南、湖北、河北南網(wǎng)、江西、 陜西等地和其他全國(guó)地區(qū)明確了長(zhǎng)周期結(jié)算試運(yùn)行的時(shí)間節(jié)點(diǎn)，基于該《通知》要求，我 們預(yù)計(jì) 2023 年底前將有一批省份開展長(zhǎng)周期結(jié)算試運(yùn)行，并分別建設(shè)區(qū)域電力市場(chǎng)、持 續(xù)優(yōu)化省間交易機(jī)制。
山東發(fā)文進(jìn)一步支持新型儲(chǔ)能健康有序發(fā)展：2023 年 11 月 13 日，山東省能源局等 三部門聯(lián)合發(fā)文《支持新型儲(chǔ)能健康有序發(fā)展若干政策措施》，1）電源側(cè)，支持火電配建 新型儲(chǔ)能與所屬電源聯(lián)合參與電力市場(chǎng)、逐步提高新能源上網(wǎng)電量參與電力市場(chǎng)交易比例 以提升新能源配建儲(chǔ)能利用率和場(chǎng)站綜合收益水平、鼓勵(lì)新能源場(chǎng)站與配建儲(chǔ)能全電量參 與電力市場(chǎng)交易（同等報(bào)價(jià)條件下優(yōu)先出清）；2）電網(wǎng)側(cè)，作為獨(dú)立市場(chǎng)主體參與市場(chǎng)交 易，執(zhí)行基于市場(chǎng)化模式下的“電量電價(jià)+容量電價(jià)”兩部制上網(wǎng)電價(jià)機(jī)制，3）用戶側(cè)， 多措并舉，通過將“抽水蓄能容量電費(fèi)”“上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費(fèi)用”納入分時(shí)電價(jià)政策執(zhí)行范 圍、擴(kuò)大電力市場(chǎng)用戶零售套餐約束比例、免除新型儲(chǔ)能深谷時(shí)段市場(chǎng)分?jǐn)傎M(fèi)用等方式， 提高新型儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)性。
新型儲(chǔ)能成本端經(jīng)濟(jì)性凸顯，有望為容量電價(jià)的實(shí)施掃除障礙
新型儲(chǔ)能容量電價(jià)受制于建設(shè)成本因素未大范圍推行。抽水蓄能已實(shí)行容量電價(jià)機(jī)制， 但新型儲(chǔ)能仍然僅山東、新疆等少量地區(qū)試行容量電價(jià)補(bǔ)償機(jī)制，核心原因是建設(shè)成本。 據(jù)中國(guó)能源報(bào) 2022 年 4 月 4 日?qǐng)?bào)道《新型儲(chǔ)能何時(shí)實(shí)行容量電價(jià)受關(guān)注》分析，一方面 原因是規(guī)模，抽水蓄能是最成熟的儲(chǔ)能技術(shù)，和新型電化學(xué)儲(chǔ)能存在規(guī)模差異；另一方面 核心原因是建設(shè)成本，抽水蓄能使用期限長(zhǎng)達(dá)百年，綜合造價(jià)成本低于新型電化學(xué)儲(chǔ)能， 容量電價(jià)雖由電網(wǎng)企業(yè)支付，但是已經(jīng)獨(dú)立于省級(jí)電網(wǎng)輸配電價(jià)單獨(dú)列示，本質(zhì)是由用戶 側(cè)買單，新型儲(chǔ)能相對(duì)成本較高，如按同等收益條件計(jì)算，其單體成本和系統(tǒng)公平性將面 臨挑戰(zhàn)。據(jù)我們整理測(cè)算，抽水蓄能的等效單位建設(shè)成本為 8375 元/kW，低于其他新型儲(chǔ) 能，這也意味著針對(duì)抽水蓄能實(shí)行容量電價(jià)能夠在確保自身收益的前提下減少對(duì)用戶端的 成本傳輸，接受度相對(duì)更高。其他新型儲(chǔ)能技術(shù)成本仍有待進(jìn)一步降低。
鋰價(jià)下行趨勢(shì)下，電池成本大幅降低。2023 年以來，鋰價(jià)持續(xù)下行，主要體現(xiàn)在核心原材料碳酸鋰和六氟磷酸鋰，根據(jù) Wind 數(shù)據(jù)，碳酸鋰價(jià)格從 2022 年 11 月的超過 56 萬元/噸，降至 2023 年 11 月 8 日不足 16 萬元/噸，降幅 72.4%，六氟磷酸鋰從 2022 年 10 月的超過 30 萬元/噸，降至 2023 年 11 月 8 日的不足 9 萬元/噸，降幅超過 2/3。鋰價(jià) 下行降低了正極材料和電解液的成本，從而對(duì)電池整體成本產(chǎn)生影響，考慮到國(guó)內(nèi)鋰電裝 機(jī)以磷酸鐵鋰為主，我們以磷酸鐵鋰電池為例，對(duì) 2019 年以來的電池成本進(jìn)行了測(cè)算。
磷酸鐵鋰電池材料主要由正極材料、負(fù)極材料、隔膜、電解液、集流體等構(gòu)成，原材 料單耗和價(jià)格取值見下表，其中碳酸鋰與六氟磷酸鋰的價(jià)格按照國(guó)產(chǎn)現(xiàn)貨的整年均價(jià)計(jì)算， 2023 年的原材料價(jià)格以 2023 年 11 月 8 日為基準(zhǔn)，據(jù) Wind 數(shù)據(jù)，碳酸鋰均價(jià) 15.65 萬 元/噸，六氟磷酸鋰為 8.95 萬元/噸。
以 2023 年 10 月 25 日原材料價(jià)格計(jì)算，磷酸鐵鋰電芯相比于 2022 年均價(jià)下降 35%。 我們測(cè)算 2019-2023 年磷酸鐵鋰電芯測(cè)算成本分別為 499/482/597/843/539 元/kWh，其 中 2023 年相比 2022 年降低了 36%（2023 年以 11 月 8 日原材料價(jià)格測(cè)算）。
2023 年以來新型電化學(xué)儲(chǔ)能系統(tǒng)及 EPC 價(jià)格持續(xù)降低。據(jù)高工鋰電（GGII）數(shù)據(jù)， 電芯成本占儲(chǔ)能系統(tǒng)成本的 55%，占比較高，隨著電芯成本下降，儲(chǔ)能系統(tǒng)成本有望同步 實(shí)現(xiàn)下降。根據(jù)儲(chǔ)能與電力市場(chǎng)微信公眾號(hào)和北極星儲(chǔ)能網(wǎng)追蹤的儲(chǔ)能系統(tǒng)和 EPC 招標(biāo) 價(jià)格數(shù)據(jù)來看，以 2 小時(shí)儲(chǔ)能系統(tǒng)為例，投標(biāo)報(bào)價(jià)自 2023 年 1 月開始下降趨勢(shì)明顯。2 小時(shí)儲(chǔ)能系統(tǒng)價(jià)格從 2022 年 12 月的 1.63 元/Wh 降低至 2023 年 10 月的 0.94 元/Wh，總 體降幅達(dá)到 42%，相應(yīng)的 EPC 價(jià)格從 1.87 元/Wh 降低至 1.61 元/Wh，降幅達(dá)到 14%， 總體降本明顯。
我們測(cè)算現(xiàn)行新型儲(chǔ)能容量電價(jià)約為 238-400 元/kW·年
目前新疆和山東現(xiàn)行的新型儲(chǔ)能容量電價(jià)補(bǔ)償機(jī)制，均以電量 kWh 為單位，與煤電、 氣電、抽水蓄能的 kW·年為單位有所不同，為了更加直觀和統(tǒng)一，我們通過設(shè)定新型儲(chǔ)能 的特定利用率，將現(xiàn)行的新型儲(chǔ)能容量電價(jià)從“元/kWh”向“元/kW·年”進(jìn)行換算。 根據(jù)部分地區(qū)現(xiàn)有政策，我們測(cè)算新型儲(chǔ)能容量電價(jià)為 238-400 元/kW·年。由于新 疆、山東、湖南等各地容量電價(jià)實(shí)施政策不同，對(duì)應(yīng)容量電價(jià)的實(shí)施標(biāo)準(zhǔn)與金額、單位均 有不同，為了進(jìn)行對(duì)標(biāo)，以及后續(xù)的盈利分析，我們針對(duì)目前已經(jīng)試水儲(chǔ)能容量電價(jià)的省份地區(qū)，通過一定的假設(shè)測(cè)算獲得各地的容量電價(jià)水平。
模式一：山東、新疆采用容量補(bǔ)償機(jī)制。山東試行容量電價(jià)標(biāo)準(zhǔn)為 0.0991 元/kWh， 新型儲(chǔ)能按照 2 倍執(zhí)行，對(duì)應(yīng) 0.1982 元/kWh，新疆儲(chǔ)能容量電價(jià)按照放電量計(jì)算，2023 年執(zhí)行電價(jià)為 0.2 元/kWh，2024 年起逐年遞減 20%直至 2025 年，我們以 0.2 元/kWh 測(cè) 算。在此基礎(chǔ)上，我們假設(shè)儲(chǔ)能設(shè)備每天兩充兩放，單次放電時(shí)長(zhǎng) 2 小時(shí)，以及每年兩充 兩放天數(shù)為 300 天，據(jù)此測(cè)算得到山東和新疆的新型儲(chǔ)能容量電價(jià)分別為 238/240 元 /kW·年。
模式二：湖南以試點(diǎn)容量市場(chǎng)的方式進(jìn)行成本回收。據(jù)湖南省工信廳轉(zhuǎn)載湖南日?qǐng)?bào)關(guān) 于《全國(guó)首個(gè)新型儲(chǔ)能容量市場(chǎng)交易試點(diǎn)啟動(dòng)》的報(bào)道（2023 年 3 月 7 日），2023 年 3 月，首批交易容量 63 萬千瓦，報(bào)道預(yù)計(jì)全年疏導(dǎo)儲(chǔ)能建設(shè)運(yùn)行成本 2 億元，以及三一新 能源投資有限公司相關(guān)負(fù)責(zé)人介紹，該企業(yè)投入儲(chǔ)能容量 10 萬千瓦，預(yù)計(jì)通過容量交易， 全年有效疏導(dǎo)儲(chǔ)能建設(shè)運(yùn)營(yíng)成本約 4000 萬元，我們依據(jù) 容量電價(jià)=疏導(dǎo)成本/交易規(guī)模 進(jìn) 行測(cè)算，湖南容量市場(chǎng)形成的容量電價(jià)約為 317/400 元/kW·年。
儲(chǔ)能容量電價(jià)有待進(jìn)一步推廣。目前國(guó)內(nèi)已經(jīng)對(duì)獨(dú)立儲(chǔ)能實(shí)行容量電價(jià)補(bǔ)償機(jī)制的新 疆和山東，是對(duì)獨(dú)立儲(chǔ)能按照放電量進(jìn)行容量補(bǔ)償，根據(jù)新疆自治區(qū)發(fā)改委 2023 年 5 月 16 日印發(fā)的《關(guān)于建立健全支持新型儲(chǔ)能健康有序發(fā)展配套政策的通知》新疆 2023 年暫 定容量補(bǔ)償電價(jià)為 0.2 元/千瓦時(shí)，根據(jù)山東省發(fā)改委 2022 年 3 月 29 日印發(fā)的《關(guān)于電 力現(xiàn)貨市場(chǎng)容量補(bǔ)償電價(jià)有關(guān)事項(xiàng)的通知》，山東新型儲(chǔ)能容量補(bǔ)償電價(jià)為 0.1982 元/千 瓦時(shí)，尚未針對(duì)發(fā)電容量設(shè)置對(duì)應(yīng)的容量電價(jià)。因此，從容量補(bǔ)償方式來看，有望向抽水 蓄能對(duì)標(biāo)，從以放電量為補(bǔ)償單元轉(zhuǎn)向以發(fā)電容量為補(bǔ)償單元，從應(yīng)用范圍來看，將有望 從山東、新疆、湖南等個(gè)別省市自治區(qū)拓展至全國(guó)范圍。
新型儲(chǔ)能容量電價(jià)核算
我們嘗試對(duì)新型儲(chǔ)能容量電價(jià)進(jìn)行核算，首先考慮其核算方式、新型儲(chǔ)能盈利模式、 以及目標(biāo)資本金內(nèi)部收益率：
1）從核算方式的選擇來看，我們選取經(jīng)營(yíng)期定價(jià)法。目前國(guó)內(nèi)各省均未出臺(tái)明確的 新型儲(chǔ)能容量電價(jià)核算標(biāo)準(zhǔn)，考慮到煤電、氣電和現(xiàn)行部分地區(qū)新型儲(chǔ)能容量電價(jià)均為直 接統(tǒng)一給定（根據(jù)國(guó)家和各省發(fā)改委發(fā)布），不涉及具體核定過程，因此我們將選擇參考 抽水蓄能的經(jīng)營(yíng)期定價(jià)法進(jìn)行初步核算，并借鑒其核定過程中的部分參數(shù)，具體參考文件 為國(guó)家發(fā)改委發(fā)布的《抽水蓄能容量電價(jià)核定辦法》；
2）從新型儲(chǔ)能盈利模式選擇來看，我們選取基礎(chǔ)的峰谷電價(jià)差收益模式。1）新能源 配儲(chǔ)，主要依靠減少棄風(fēng)棄光和電價(jià)差套利實(shí)現(xiàn)盈利，根據(jù)山東省能源局官網(wǎng)的《支持新 型儲(chǔ)能健康有序發(fā)展若干政策措施》政策解讀，新能源配儲(chǔ)利用率低下，市場(chǎng)參與率較低； 2）電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能，通過輔助服務(wù)、容量租賃等方式獲取收益，根據(jù)山東省能源局官網(wǎng)的《支 持新型儲(chǔ)能健康有序發(fā)展若干政策措施》政策解讀，目前電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能盈利模式較為單一； 3）用戶側(cè)儲(chǔ)能，核心盈利方式是通過峰谷價(jià)差套利。綜合以上情況來看，新型儲(chǔ)能的盈 利模式不一，其本質(zhì)是通過輸入低成本電能放出高價(jià)值電能賺取收益，因此我們選取電價(jià) 差收益作為核算的收益模式，為便于測(cè)算，我們選取峰谷電價(jià)差作為測(cè)算用收益模式。
3）目標(biāo)資本金內(nèi)部收益率（IRR）來看，我們初步選取為 5%。在資本金內(nèi)部收益率 選取上，我們參考抽水蓄能，根據(jù)《抽水蓄能容量電價(jià)核定辦法》，抽水蓄能的 IRR 核定 值為 6.5%，對(duì)于抽水蓄能來說，容量電價(jià)是其回收建設(shè)成本的核心措施，但是對(duì)于新型 儲(chǔ)能，除電價(jià)差套利外，還能夠通過進(jìn)入市場(chǎng)交易、參與輔助服務(wù)等方式獲取收益（具體 可參考山東省能源局官網(wǎng)），因此在我們給定的電價(jià)差套利收益機(jī)制條件下，不宜制定高 于抽水蓄能 6.5%的 IRR，因此我們選取資本金內(nèi)部收益率為 5%進(jìn)行初步測(cè)算。
綜上，我們以經(jīng)營(yíng)期定價(jià)法、采用峰谷價(jià)差收益模式，以 5%資本金內(nèi)部收益率為目 標(biāo)，測(cè)算新型儲(chǔ)能容量電價(jià)約為 100 元/kW·年。由于新型儲(chǔ)能目前尚未給出明確的核算 準(zhǔn)則，我們借鑒抽水蓄能的核定方法，按經(jīng)營(yíng)期定價(jià)法核定，基于彌補(bǔ)成本、合理收益原 則，按資本金內(nèi)部收益率對(duì)電站經(jīng)營(yíng)期內(nèi)年度凈現(xiàn)金流折現(xiàn)，以實(shí)現(xiàn)整個(gè)經(jīng)營(yíng)期現(xiàn)金流收 支平衡為目標(biāo)，核定容量電價(jià)。我們的核心假設(shè)如下：成本方面，鋰電儲(chǔ)能單位建設(shè)成本 2000 元/ kWh，系統(tǒng)功率為 10MW，年均運(yùn)維成本為 0.5%，運(yùn)營(yíng)方面，我們參考中電聯(lián) 在 2022 年發(fā)布的《新能源配儲(chǔ)能運(yùn)行情況調(diào)研報(bào)告》顯示，電化學(xué)儲(chǔ)能項(xiàng)目平均等效利 用系數(shù)為 12.2%，對(duì)應(yīng)全年 8760 小時(shí)，全年運(yùn)行小時(shí)數(shù)為 1069 小時(shí)，對(duì)應(yīng)單次循環(huán) 4 小時(shí)，則年均循環(huán)次數(shù)為 267.18 次，財(cái)務(wù)方面，我們參考《抽水蓄能容量電價(jià)核定辦法》， 貸款比例 80%，貸款利率按照現(xiàn)行 5 年期以上 LPR 利率 4.20%，貸款期限我們假設(shè)為 10 年。 經(jīng)我們模擬測(cè)算，容量電價(jià)為 0 時(shí)，因新型儲(chǔ)能利用率水平處于較低水平，其資本金 內(nèi)部收益水平（IRR）為負(fù)，當(dāng)容量電價(jià)增長(zhǎng)至 50 元/kW·年時(shí)，IRR 回正，表明容量電 價(jià)起到了盈利托底作用，容量電價(jià)增長(zhǎng)至 100 元/kW·年時(shí)，IRR 增長(zhǎng)至 5%，達(dá)到我們 預(yù)設(shè)的核算目標(biāo)。
我們核算的容量電價(jià)水平 100 元/kW·年，與前文測(cè)算山東、新疆、湖南等地新型儲(chǔ) 能容量電價(jià) 238-400 元/kW·年有一定差別，主要系儲(chǔ)能利用率設(shè)定不同。我們是在參考 中電聯(lián) 2022 年發(fā)布的《新能源配儲(chǔ)能運(yùn)行情況調(diào)研報(bào)告》中電化學(xué)儲(chǔ)能項(xiàng)目平均等效利 用系數(shù)為 12.2%條件下測(cè)算的，而前文是按照每天 2 充 2 放 300 天的較高利用率條件下進(jìn) 行測(cè)算的。這也表明，新型儲(chǔ)能的利用率仍有大幅提升空間。 因此我們認(rèn)為，新型儲(chǔ)能容量電價(jià)對(duì)于利用率較低的新型儲(chǔ)能具有一定盈利托底作用， 能夠鼓勵(lì)刺激新型儲(chǔ)能裝機(jī)投資，隨著機(jī)制逐步完善，新型儲(chǔ)能利用率持續(xù)提升，逐步進(jìn) 入電力市場(chǎng)交易，其盈利能力將不斷增強(qiáng)，對(duì)新型電力系統(tǒng)做出更積極的貢獻(xiàn)。
新型儲(chǔ)能容量電價(jià)推廣有望帶來超百億元容量補(bǔ)償空間
目前已試點(diǎn)儲(chǔ)能容量總體占比較低，仍需擴(kuò)大推廣范圍。目前國(guó)內(nèi)僅有新疆、山東、 湖南針對(duì)新型儲(chǔ)能實(shí)施了相應(yīng)的容量成本回收機(jī)制，其中新疆和山東是容量補(bǔ)償機(jī)制，湖 南試點(diǎn)了容量市場(chǎng)，但其總體規(guī)模仍然不大。根據(jù)CNESA《2023年儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)研究白皮書》， 截至 2022 年年底，新疆和山東儲(chǔ)能裝機(jī)容量分別為 0.71/1.42GW，根據(jù)儲(chǔ)能之音微信公 眾號(hào) 2023 年 4 月 4 日?qǐng)?bào)道，預(yù)計(jì)湖南 2023 年交易容量為 1GW，據(jù)此我們判斷 2023 年 能夠受益于容量電價(jià)的儲(chǔ)能容量約為 3.12GW，根據(jù) CNESA 數(shù)據(jù)，截至 2023 年上半年， 國(guó)內(nèi)總體新型儲(chǔ)能裝機(jī)容量為 20.7GW，因此實(shí)際上受益于容量電價(jià)的新型儲(chǔ)能占比仍然 較低，容量電價(jià)機(jī)制仍需逐步擴(kuò)大推廣范圍。
預(yù)期新型儲(chǔ)能裝機(jī)高增，我們測(cè)算未來 5 年容量電費(fèi)有望超百億元。據(jù) CNESA 預(yù)測(cè)， 保守情況下，我國(guó) 2023-2027 年新型儲(chǔ)能累計(jì)裝機(jī)容量為 23/38/56/76/97GW，對(duì)應(yīng) CAGR 為 42.5%，理想情況下，2023-2027 年新型儲(chǔ)能累計(jì)裝機(jī)容量為 31/54/80/108/138GW， 對(duì)應(yīng) CAGR 為 45.0%，裝機(jī)空間廣闊。我們以保守情景和理想情景下的中樞水平作為中性假設(shè)，對(duì)應(yīng) 2023-2027 年裝機(jī)容量為 27/46/68/92/118GW。據(jù)我們初步假設(shè)與測(cè)算，2023 年享受容量電價(jià)的新型儲(chǔ)能容量占比約為 15%，我們預(yù)計(jì)隨著政策逐步向各省推廣， 2024-2027 年 容量電價(jià)機(jī)制在新型儲(chǔ)能中的滲透率 為 20%/30%/40%/50%，對(duì)應(yīng) 2023-2027 年受益容量為 4/9/20/37/59GW，平均容量電價(jià)假設(shè)來看，我們根據(jù)現(xiàn)行山東、 新疆測(cè)算容量電價(jià)為 238-400 元/kW·年，考慮我們基于經(jīng)營(yíng)期定價(jià)法以 5%的 IRR 測(cè)算 容量電價(jià)為 100 元/kW·年，我們暫取中間值 200 元/kW·年進(jìn)行未來新型儲(chǔ)能容量電費(fèi) 空間測(cè)算，對(duì)應(yīng) 2023-2027 年的新型儲(chǔ)能容量電費(fèi)為 8 億/19 億/41 億/74 億/118 億元，對(duì) 新型儲(chǔ)能的盈利起到托底作用，持續(xù)促進(jìn)新型儲(chǔ)能快速發(fā)展。
