中國儲能網訊：從用戶側來看，容量電價是即使用戶不用電也要付出的電價，相當于電費中的“月租”。 對于我國的電價政策來說，根據《國家發(fā)展改革委關于第三監(jiān)管周期省級電網輸配電價及 有關事項的通知》，用電容量在 100 千伏安及以下的，執(zhí)行單一制電價；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；315 千伏安及以上的，執(zhí)行兩部制電價。 現執(zhí)行單一制電價的用戶可選擇執(zhí)行單一制電價或兩部制電價。1）對于單一制電價用戶 來說，其用電成本僅與用電量有關，這部分稱為電量電費，由“用電量×電量電價”決定， 2）對于兩部制電價用戶來說，其用電成本由電量電費和容量電費兩部分構成，電量電費 由“用電量×電量電價”決定，容量電費不由用電量決定，而是由“變壓器容量×容量電 價”決定，相當于是電費中的“月租”。
從發(fā)電側來看，容量電價本質上是用于回收發(fā)電機組的固定成本。對于發(fā)電側或者儲 能側來說，其主要收益來源于發(fā)電收益，即“發(fā)電量×電量電價”，對于實施兩部制電價 的發(fā)電側機組來說，其主要收益來源于兩部分，分別是發(fā)電收益和容量電費，容量電費由 “機組發(fā)電容量×容量電價”決定。對于機組來講，電量電價用于回收其發(fā)電運行成本， 即邊際成本，如抽水蓄能的抽水電費、運行費用等，而容量電價用于回收機組的固定成本， 如初始固定資產建設成本，尤其是調用頻率不高，邊際成本相對較高的保障性機組。用戶側與發(fā)電側都稱容量電價，但是意義并不相同，本報告主要討論發(fā)電側容量電價。
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)電裝機量超越。國內風電及 光伏新能源發(fā)電裝機量持續(xù)提升，據國家能源局數據，從裝機量占比來看，國內風電及光 伏裝機量合計占比從 2015 年的 11%提升至 2023 年上半年的 32%，實現大幅增長；從裝 機量來看，據國家能源局發(fā)布數據，截至 2023 年 6 月底，國內可再生能源裝機量（風電、 光伏、水電、生物質）達到 13.22 億千瓦，歷史性超過煤電，約占我國總裝機量的 48.8%。
各省新能源消納責任權重逐年提升，風光并網增加發(fā)電側隨機性。在中國能源系統(tǒng)向 低碳化轉型的過程中，隨著風電和光伏發(fā)電占比逐步提升，國家能源局與發(fā)改委共同設置 了各省、直轄市、自治區(qū)的新能源消納權重，特別是非水電消納責任權重，根據兩部門歷 年以來對可再生能源電力消納責任權重及有關事項的通知，非水電消納責任權重具體計算 方法為：區(qū)域最低非水電消納責任權重=（預計本區(qū)域生產且消納年非水電可再生能源電 量+預計年凈輸入非水電可再生能源電量）÷預計本區(qū)域年全社會用電量，根據國家發(fā)改 委官網發(fā)布的歷年可再生能源電力消納責任權重及計劃安排數據，從歷史數據和 2023/2024 年計劃數據來看，非水電的新能源消納水平逐年增長，我們還將全國各省消納 責任權重取了算術平均值，從全國各省算數平均水平來看，從 2020 年的 11.5%增長至 2024 年的 17.7%。因風光發(fā)電受到光照時長、風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)電側帶來更大的隨機性。因此，需要能夠提供穩(wěn)定電力系統(tǒng)輔助服 務的電力資源作為電網的重要支撐。
一方面，風光發(fā)電快速增長的新型電力系統(tǒng)下，不穩(wěn)定性驅使輔助服務的需求種類豐 富，需建設更多調節(jié)性電力設施。根據我國原國家電監(jiān)會頒布實施的《并網發(fā)電廠輔助服務管理暫行辦法》，電力輔助服務的定義為：為維護電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行，保證電能質 量，除正常電能生產、輸送、使用外，由發(fā)電企業(yè)、電網經營企業(yè)和電力用戶提供的服務。 從功能的角度進行區(qū)分，電力輔助服務可分為有功功率平衡服務、無功功率平衡服務、事 故恢復服務三類，具體來看：1）有功功率平衡服務主要包括調頻、備用、調峰，調頻可 分為一次調頻和二次調頻，備用可分為旋轉備用和非旋轉備用，調峰是一種特殊的有功功 率平衡服務，主要應用于電力現貨市場尚未建立的階段，激勵靈活性發(fā)電資源的開發(fā)，隨 著電力現貨市場建立，調峰逐步與電能量的日前、日內、實時市場融合；2）無功功率平 衡服務主要有無功功率調節(jié)、電壓支撐；3）事故恢復服務主要指黑啟動。需要火電靈活 性改造、新型儲能等設施提供電力系統(tǒng)維穩(wěn)的輔助服務。
另一方面，新能源發(fā)電增量降本趨勢下，火電機組盈利與容量仍需得到保障。1）從 利用小時數看，根據國家能源局數據，我國火電機組平均發(fā)電利用小時數從 2013 年的 5021 小時，降低至 2022 年的 4379 小時，降低 13%，近幾年火電總體發(fā)電利用小時數維持穩(wěn) 定，但長期看處于下降趨勢；2）從發(fā)電量占比角度看，2013年火力發(fā)電量占比達到 80.4%， 隨著新能源發(fā)電裝機持續(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）從電價角度看，根據國投電力各類機組平均上網電價，2015 年以來， 光伏/風電平均上網電價從 1.1/0.56 元/kWh 降至 0.61/0.46 元/kWh，降幅分別達到 45%/18%，火電上網電價從 0.39 元/kWh 增至 0.47 元/kWh，高于風電，逐步與光伏縮小 差距。在充分競爭的電能量市場中，發(fā)電側報價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，壓縮火電機組盈利空間，從而降低火電機組投資積極性，而為了確保電 力系統(tǒng)容量的充裕度與可靠性，需要保障火電機組的盈利空間。
新型電力系統(tǒng)下，容量成本回收應運而生。綜合來看，在新型電力系統(tǒng)的背景下，電 力設施的價值，不單純體現在其生產和向電網輸送了多少電能，為電力系統(tǒng)提供可靠性的 電力資源也日趨重要，因此，需要對提供電力系統(tǒng)穩(wěn)定性的調節(jié)性資源賦予新的價值，在 此條件下，容量成本回收應運而生。
如何實現容量成本回收：容量成本補償是我國主要機制
調節(jié)性資源需通過容量成本回收機制獲取保障性收益，容量成本回收機制主要可以分 為稀缺定價機制、容量成本補償機制和容量市場三類。根據國家電力調度控制中心編寫的 《電力現貨市場 101 問》，對于單一電能量市場，發(fā)電機組只有在發(fā)電時才能通過電量電 價獲得收益，然而在當下新型電力系統(tǒng)中，對于確保系統(tǒng)可靠性所需要的某些發(fā)電機組， 運行時間相對較短、總體發(fā)電量較低，比如抽水蓄能、天然氣發(fā)調峰機組、新型儲能等， 這些發(fā)電機組對電力系統(tǒng)的維穩(wěn)作用不能通過其生產的電能量來衡量，必須在較短的運行 時段內回收全部投資成本，因而需引入容量成本回收機制。根據國家發(fā)展改革委 2020 年 發(fā)布的《容量成本回收機制工作指引》，容量成本回收機制主要可以分為稀缺定價機制、 容量成本補償機制和容量市場三類，具體地區(qū)采用哪種容量成本回收機制需要因地制宜。
1）稀缺定價機制直接提升電能量價格。稀缺定價機制是指在系統(tǒng)電能和備用稀缺的 情況下提高電能價格。在指定現貨市場價格上限時，允許系統(tǒng)短時間內出現極高的價格尖 峰，這種機制主要適用于對高電力價格風險承受力強的地區(qū)。問題在于，稀缺電價僅反映 短時的供需，會給系統(tǒng)的長期容量充裕度，以及發(fā)電投資帶來較大的風險。目前主要有美 國得州和澳大利亞采用該機制。 美國得州獨立電網采用稀缺電價機制，易導致極端情況下的天價電費。美國得州電網因 獨立于美國東部聯合電網和西部聯合電網，與附近各州電網沒有互聯，因此在遭遇極端條件 （如極端天氣）時，很難從其他電網獲取電力支援，疊加得州采用稀缺電價機制，沒有容量 電價，通過需求緊缺時的短時間內尖峰電價回收投資成本，在極端情況下容易導致電費高昂。 2021 年 2 月得州極寒天氣事件下，因極端低溫導致的大范圍機組非計劃停運和用戶負荷的 增加，導致得州電網頻率偏離正常值，在低于臨界值時，系統(tǒng)采用了切負荷的方式維持電網 頻率的穩(wěn)定。與此同時，得州電網運營商網站上的數據顯示，得州電力可靠性委員會（ERCOT） 運營的電網實時批發(fā)市場價格最高達到 9000 美元/兆瓦時，約合人民幣 58 元/千瓦時，極端 天氣前的 2 月 10 日，價格低于 50 美元/兆瓦時，電價暴增 180 倍。
美國得州稀缺電價機制雖能起到相應的激勵作用，但也說明了穩(wěn)定電力供應與合理價 格機制的重要性。通過稀缺電價，一方面解決了資金缺失問題，刺激了發(fā)電機組可靠性投 資，同時也能夠在真正需要發(fā)電機組時提供實時激勵。有觀點認為 2021 年得州的極寒天 氣停電事件主要由于稀缺電價機制沒有激勵足夠的備用容量投資，但是實際上，根據美國 當地時間 2021 年 11 月 16 日 FERC 發(fā)布的停電事故分析報告，停電事故的核心原因是發(fā)電側在極端天氣下的故障導致的大面積非計劃停運，據 FERC 發(fā)布的停電事故分析報告統(tǒng) 計，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)電機組的燃料密切 相關，21%為與低溫相關的機組內部機械系統(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)相關的電網側故障。這說明，導致極端環(huán)境停電的主 因并不是容量不足而是機組故障。但同時，這也說明穩(wěn)定電力供應和良好價格機制的重要 性，我們認為穩(wěn)定的電力供應是保障生產生活的基礎，同時，合理的價格機制可以減少產 生“天價”電費的可能性。
2）容量成本補償機制是以行政手段形成容量電價，適用于電力市場發(fā)展初期。在政 府相關主管部門的指導下，通過對單位容量補償標準和各發(fā)電機組可補償容量的核算，實 現對發(fā)電容量成本的合理補償，主要適用于電力市場發(fā)展初期，經濟社會和金融市場仍欠 發(fā)達的地區(qū)。該機制具備較好的理論基礎和實踐經驗，能夠有序引導發(fā)電容量投資，優(yōu)化 資源配置。智利、西班牙、以及我國的山東采用容量補償機制。 智利容量成本補償機制是對現貨市場的有效補充，幫助機組回收固定成本。智利現貨 市場與歐美等國不同，所有發(fā)電企業(yè)不報價，只需上報可用容量及其運行成本（其中，燃 煤、燃氣機組需提交燃料供應合同），發(fā)電側現貨市場運營中心審核運行成本?，F貨市場 以總發(fā)電成本最小為目標，基于某時點的系統(tǒng)負荷和機組發(fā)電邊際成本進行安全經濟調度， 邊際出清形成電能量市場價格。當由較高的變動成本設定市場價格時，變動成本較低的發(fā) 電企業(yè)除了能夠在現貨市場回收其變動成本外，還能夠回收部分固定成本；而市場中變動 成本最高的機組只能從現貨市場回收其變動成本。因此，為幫助發(fā)電企業(yè)回收固定成本，智利通過監(jiān)管機構制定的容量價格為發(fā)電企業(yè)提供容量補償，從而對競爭性發(fā)電側現貨市 場起到補充作用。 智利容量補償機制的操作流程分三個步驟：1. 決定容量電價，由智利國家能源委員會 決定容量電價；2. 決定補償容量，智利國家電力調度機構決定發(fā)電企業(yè)能夠獲得補償的容 量；3. 費用結算，進行容量補償費用結算。
3）容量市場是以市場競爭的方式形成容量電價，實現發(fā)電容量成本回收。容量市場 是競爭性電力市場的有機組成，適用于電能量市場發(fā)展相對完善的地區(qū)。但是容量市場的 設計在理論與實踐上均需進一步完善，且對系統(tǒng)預測、市場管控等要求較高。英國、法國、 美國 PJM（PJM INT.，L.L.C.）、NYISO（New York Independent System Operator）、ISO-NE （ISO New England）等電力市場中已建立容量市場。
我國采用容量補償機制，有三個核心原因： 1）為什么不用稀缺電價機制？我國總體電價受限，不適合采用稀缺電價機制。①負 荷側價格敏感度不高，我國電力價格偏低，短期來看，大多數電力負荷對價格敏感度不高， 這部分負荷用電超過可用發(fā)電容量時，只能采用拉閘限電或切負荷的方式進行管制，這種 情況需要使用行政手段設定市場的出清價格，如果價格設定存在缺陷，將會影響發(fā)電容量 投資的積極性，因此需要對發(fā)電容量投資進行額外的容量補償；②電能和輔助服務價格受 限，不能反映供需緊張下的價格水平，市場的某些特點以及監(jiān)管機制可能限制電能價格和 輔助服務價格，不能充分反映供需緊張情況下的價格水平，這將會導致發(fā)電容量即使在電力供應短缺時回報仍低于合理水平，將導致發(fā)電容量投資不足；③投資風險較大，考慮到 發(fā)電業(yè)務的風險結構，比如在電力供應相對短缺時，供需情況微小變化會對發(fā)電機組利潤 產生重大影響，需要協調降低投資者風險。 2）為什么目前沒有容量市場？容量市場要與電力現貨市場接軌，國內電力現貨市場 仍不夠成熟。容量市場作為電力現貨市場和輔助服務市場的有效補充，因涉及容量機組的 投資，屬于中長期市場，與短期電力現貨市場間需要實現良好銜接，而我國電力現貨市場 仍不夠成熟，要將基于長期固定建設成本的市場和基于短期邊際成本的市場實現銜接平衡， 讓參與市場的機組實現較好的盈利，尚存在難度。 3）為什么采用容量補償機制？與我國電力現貨市場建設初級階段的國情更契合。容 量成本補償機制能夠保障容量電價長期穩(wěn)定，對終端價格的影響是可控的，實施的成本和 風險較低，市場化程度不足，但這恰恰與我國目前處于電力市場建設初級階段的國情相契 合，與此同時，我國電改措施從出臺到落地，還需要執(zhí)行一定的行政性措施保障，容量成 本補償機制正是一種行政性較強的機制。對于市場化程度較高的容量市場，仍需探索設計 差異化的容量市場機制，以兼顧公平和效率。
我國誰因容量電價受益——源儲側
煤電機組、抽水蓄能、天然氣發(fā)電、部分新型儲能實行容量電價。在發(fā)電側和儲能側， 已經實施容量電價的儲能和發(fā)電設施主要包括：煤電機組、抽水蓄能、天然氣發(fā)電、部分 地區(qū)新型儲能。
1）煤電機組方面，2023 年 11 月 8 日容量電價新政策落地。2023 年 10 月 12 日國家 發(fā)改委、國家能源局發(fā)布《關于進一步加快電力現貨市場建設工作的通知》，明確提出， 推動開展各類可靠性電源成本回收測算工作，煤電等可靠性電源年平均利用小時數較低的 地區(qū)可結合測算情況，盡快明確建立容量補償機制時間節(jié)點計劃和方案，2023 年 11 月 8 日，國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布《關于建立煤電容量電價機制的通知》，政策指出，用 于計算容量電價的煤電機組固定成本全國統(tǒng)一為 330 元/kW·年，不同地區(qū)的回收比例不 同，當前主要為 30%和 50%，對應 100 元/kW·年和 165 元/kW·年，2026 年起，將各 地通過容量電價回收固定成本的比例提升至不低于 50%。
2）抽水蓄能方面，容量電價促進抽蓄健康發(fā)展。國家發(fā)改委在 2014 年發(fā)布了《國家 發(fā)展改革委關于完善抽水蓄能電站價格形成機制有關問題的通知》，明確電力市場形成前， 抽水蓄能電站實行兩部制電價，2021 年發(fā)布《國家發(fā)展改革委關于進一步完善抽水蓄能 價格形成機制的意見》，提出為抽水蓄能制定容量電價，并將成本向電網和電源及特定電 力系統(tǒng)分攤，并在 2023 年 5 月完成統(tǒng)一核準，為全國 48 座已/擬投運機組確定容量電價 在 289.73-823.34 元/千瓦·年不等。
3）天然氣發(fā)電方面，現已有上海、浙江、江蘇、河南等省市發(fā)布相關政策對天然氣 發(fā)電機組實施兩部制上網電價，并制定相應容量電價，江蘇調峰機組容量電價為 28 元/千 瓦·月，上海調峰機組容量電價為 37.01 元/千瓦·月，熱電聯產發(fā)電機組為 36.50 元/千 瓦·月，河南駐馬店中原燃機（2×39 河南萬千瓦）、鄭州燃機（2×39 萬千瓦）試行兩部 制上網電價，容量電價為 35 元/千瓦·月，浙江 9F、9E 機組容量電價調整為 302.4 元/千 瓦·年（含稅，下同），6F 機組容量電價調整為 571.2 元/千瓦·年，6B 機組容量電價調 整為 394.8 元/千瓦·年。
4）新型儲能方面，容量電價機制尚不成熟，目前山東、新疆試水獨立儲能容量電價 補償機制，山東 2022 年制定容量補償電價的基準值為 0.0991 元/千瓦時，獨立儲能容量 補償按照兩倍執(zhí)行，新疆 2023 年容量補償電價暫定為 0.2 元/千瓦時，兩地區(qū)均以放電量 為基礎，對獨立儲能進行容量成本補償。湖南 2023 年 3 月試點容量市場，據湖南發(fā)改委， 3 月 1 日，全國首個新型儲能容量市場交易試點在湖南啟動，全省 10 家儲能企業(yè)積極參 與交易，首批交易容量 63 萬千瓦，全年預計疏導儲能成本 2 億元，引導全省新型儲能行 業(yè)健康發(fā)展。
我國誰為容量電價買單——負荷側
首先需要強調的是，負荷側容量電價與源儲側容量電價是不同的概念。源儲側的容量 電價是發(fā)電機組或儲能設施依據其自身發(fā)電容量獲取的補償費用，而負荷側的容量電價是 根據其用電側架設的變壓器容量核算的額外支出。 負荷側單一制電價和兩部制電價的核心區(qū)別在于是否有容量電費部分，而容量電費用 與電量無關。我國電力用戶的電價標準有兩種，分別為單一制電價和兩部制電價，單一制 電價用戶是將電量電價乘以實際用電量作為最終電費，兩部制電價用戶的電費分為兩部分， 電量電價乘以實際用電量作為電量電費，同時按照容量或需量收取一定容（需）量電費， 兩部分合計為兩部制電價用戶所花費的電費。二者核心區(qū)別在于，單一制電價用戶所花費 的電費只與用電量有關，而對于兩部制電價用戶來說，即使不進行電能消耗，其仍要承擔 部分電費，這部分電費稱為容（需）量電費。
第三監(jiān)管周期省級電網輸配電價改革明確新的用戶劃分標準，大容量工商業(yè)用戶執(zhí)行 兩部制電價。2023 年 5 月國家發(fā)改委公布了《國家發(fā)展改革委關于第三監(jiān)管周期省級電 網輸配電價及有關事項的通知》，用戶用電價格逐步歸并為居民生活、農業(yè)生產及工商業(yè)用電（除執(zhí)行居民生活和農業(yè)生產用電價格以外的用電）三類，不再單獨區(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、農業(yè)生產用電、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，容量大于 318 kVA 的工商業(yè)用戶，統(tǒng)一使用兩部制電 價，對于用電容量為 100kVA-318 kVA 的用戶，可以自行選擇單一制電價或兩部制電價， 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？源儲側與負荷側容量電價關系與成本傳導路徑
第三監(jiān)管周期下將抽水蓄能容量電費單獨列示，工商業(yè)用戶承擔抽水蓄能容量電價。 根據 2023 年 5 月國家發(fā)改委發(fā)布的《關于第三監(jiān)管周期省級電網輸配電價及有關事項的 通知》，部分承擔兩部制電價的工商業(yè)用戶，其用電價格由上網電價、上網環(huán)節(jié)線損費用、 輸配電價、系統(tǒng)運行費用、政府性基金及附加組成，其中，系統(tǒng)運行費用單獨列示，包括 了輔助服務費用、抽水蓄能容量電費等，上網環(huán)節(jié)線損費用按實際購電上網電價和綜合線 損率計算。與前兩監(jiān)管周期輸配電價核定文件相比，核心變化在于改輸配電價包含網損、 抽蓄容量電價為單列，納入了公眾視野，這對于引導社會公眾逐步接受“全社會為電力系 統(tǒng)調節(jié)能力付費”理念、探索逐步建立統(tǒng)一的調節(jié)電源容量補償機制具有重要意義。
核心功能總結：價值發(fā)現，成本傳導，盈利托底
容量電價在電力系統(tǒng)中的核心功能體現在，實現電力系統(tǒng)調節(jié)性資源的價值發(fā)現、邊 際建設成本向用戶側傳導、以及對發(fā)電設備的盈利托底等方面，具體來看：
1）價值發(fā)現：實現發(fā)電資源與調節(jié)性資源的解耦，完成對調節(jié)性資源的價值發(fā)現。 據學術論文《基于分時容量電價的新型電力現貨市場設計》（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)現貨市場的建設，需要建立精準 反映電力成本的現貨市場機制，即形成度量源網荷儲價值的準確價格信號。然而如果采用 單一制電價（電量電價），電力市場將存在以下問題：1）若以新能源發(fā)電決定邊際價格，其近零的邊際成本將導致現貨價格信號消失，調節(jié)作用不復存在；2）若以昂貴、少量的 靈活性資源決定邊際價格，新能源與靈活性資源的供電服務差異性無法體現。因此需要實 現發(fā)電資源與調節(jié)性資源的解耦合，以電量電價+容量電價為基礎的兩部制網電價正是實 現調節(jié)性資源價值發(fā)現的關鍵策略。
2）成本傳導：容量電價將邊際建設成本傳導至下游。原有單一制電價機制下，是將 電站的運營成本通過電量電價轉移至下游，不能很好地傳導發(fā)電設備的建設成本，在兩部 制電價機制下，電量電價可以反映發(fā)電設備的邊際運營成本，而容量電價可以反映發(fā)電設 備的邊際投資建設成本，從而實現成本的多維覆蓋，將建設成本更好地向下游傳導。傳導 方向是發(fā)電側→電網側→用戶側，具體傳導關系我們在上文用戶側與發(fā)電側容量電價的關 系一節(jié)中已有所討論。
3）盈利托底：提升盈利穩(wěn)定性。容量電價機制能夠將固定成本向下游傳導，將會提 升電力設備的盈利穩(wěn)定性，具體的提升穩(wěn)定能力與容量電價的核定和機制相關，為電力設 備起到盈利托底的作用。此盈利托底作用將會促進火力發(fā)電轉型、抽水蓄能的健康發(fā)展、 以及提升新型儲能的裝機意愿。
復盤：容量電價促進抽水蓄能健康發(fā)展
復盤抽水蓄能發(fā)展，我們將其劃分為四個重要階段。我們復盤了中國抽水蓄能的發(fā)展 歷程，以容量電價的出現、提出容量電價核準方式、容量電價的核準并從輸配電價剝離為 幾個關鍵節(jié)點，將抽水蓄能發(fā)展劃分為四個階段，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實施階段（2014~2021）、第三 階段：抽水蓄能容量電價核準與疏導階段（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）
中國抽水蓄能起步坎坷。河北平山縣崗南水電站被公認為是中國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，使用進口抽水蓄能機組，開啟中國抽水蓄能先河。1973 年和 1975 年，中國在當時已 經運營了 15 年的北京密云水庫白河水電站分別改建安裝了兩臺 1.1 萬千瓦抽水蓄能機組， 由天津發(fā)電設備廠生產，實現了小型機組國產化。截至 1979 年，中國水電裝機容量達到 1911 萬千瓦，其中抽水蓄能僅為 3.3 萬千瓦。 改革開放后經濟提速帶來抽水蓄能加速成長。改革開放后，國民經濟的提速倒逼電力 產業(yè)快速發(fā)展，火電在全國各地開花，水電比重迅速下降，其結果是調峰問題日益嚴重， 拉閘限電現象頻現，電網安全受到威脅，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容量達到 1.14 億千瓦，中國抽蓄總容量達到 552 萬千瓦， 占比 4.8%，截至 2010 年底，全國抽水蓄能電站裝機容量達到 1451 萬千瓦，全世界抽水 蓄能電站的裝機容量達到 1.35 億千瓦，中國的占比升至 10.7%。
電改“5 號文”發(fā)布，效益核算問題導致抽水蓄能發(fā)展受阻。2002 年 2 月，國務院下 發(fā)《電力體制改革方案》，“廠網分開，重組發(fā)電和電網企業(yè)”，電改后，發(fā)電企業(yè)開始發(fā) 力，中國發(fā)電量快速增長，抽水蓄能增長卻放緩，主要系原本由廠網配合的抽水蓄能電站 地位不清晰，運行的費用在電網側，效益產生在發(fā)電側，效益核算原因導致電網和發(fā)電企 業(yè)都缺乏投資熱情。2004 年，國家發(fā)改委下發(fā)《關于抽水蓄能電站建設管理有關問題的 通知》，將抽水蓄能的建設和經營權劃歸電網企業(yè)，雖然保障了電網調峰調頻的需求，但 是并未解決抽水蓄能的經濟性，還打擊了電網企業(yè)外其他各方的投資積極性。截至 2015 年底，全國抽水蓄能裝機為 2300 萬千瓦，并未達到“十二五”規(guī)劃的 3000 萬千瓦。 中國為抽水蓄能大國并非強國，合理電價機制是保障抽蓄健康發(fā)展的關鍵。根據中國 水利發(fā)電工程學會官網（CSHE）文章(2022 年 4 月 19 日）《抽水蓄能簡史：從蹣跚起步 到萬億風口》（嚴凱），我國抽水蓄能自 20 世紀 60 年代開始發(fā)展，截至 2020 年底，全球 已投運的抽水蓄能裝機為 1.725 億千瓦，其中中國抽水蓄能裝機達到 3149 萬千瓦，占比 超過 18%，位居世界第一，然而中國是抽水蓄能大國，卻不是抽蓄強國，這主要體現在抽 水蓄能的占比上，截至上文文章發(fā)出時（2022 年 4 月），中國抽水蓄能電站占總裝機容量 的比重僅為 1.4%，遠低于日本 8%，和意大利、德國、英國等發(fā)達國家的 3~6%，盡管抽水蓄能電站對系統(tǒng)安全運行保障具有優(yōu)勢，但合理的電價機制是調動抽水蓄能電站發(fā)電積 極性和保障電站調峰調頻作用的關鍵。
兩部制電價試水階段（2014~2021）
抽水蓄能單一的電能量市場無法收回抽水蓄能的成本。根據《中國能源報》中尤培培、 李司陶的署名文章《兩部制電價反映抽水蓄能多元價值》（2021 年 5 月 17 日），絕大多數 抽水蓄能電站定價機制處于不同程度的政府管制下，僅有不足 6%的抽水蓄能電站進入自 由競爭的電力市場，核心原因是競爭性的電力現貨市場會將市場價格導向邊際成本，然而 抽水蓄能具有高建設成本，低運行成本的特點，因而僅通過電能量市場難以收回成本。 抽水蓄能電站兩部制電價開始實行，容量電價體現抽水蓄能的輔助服務價值。2014 年，為了促進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，國家發(fā)改委發(fā)布 了《國家發(fā)展改革委關于完善抽水蓄能電站價格形成機制有關問題的通知》（下稱《通知》）， 明確電力市場形成前，抽水蓄能電站實行兩部制電價，兩部制電價中，容量電價主要體現 抽水蓄能電站提供備用、調頻、調相和黑啟動等輔助服務價值，按照彌補抽水蓄能電站固 定成本及準許收益的原則核定。其中，準許收益按無風險收益率（長期國債利率）+1%~3% 的風險收益率核定。
鼓勵通過市場方式確定電價，容量電費納入電網運行費用統(tǒng)一結算。本《通知》為推 動抽水蓄能電站電價市場化，在具備條件的地區(qū)，鼓勵采用招標、市場競價等方式確定抽 水蓄能電站項目業(yè)主、電量、容量電價、抽水電價和上網電價。同時，在實現電力市場化 前，抽水蓄能電站容量電費和抽發(fā)損耗納入當地省級電網（或區(qū)域電網）運行費用統(tǒng)一核 算，并作為銷售電價調整因素統(tǒng)籌考慮。 電網企業(yè)的抽水蓄能成本疏導存在困難。為強化對電網企業(yè)的監(jiān)管，2019 年 5 月， 國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布的《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》規(guī)定：“抽水蓄能電站、電 儲能設施不計入輸配電定價成本?！鄙鲜稣咭?guī)定意味著，電網企業(yè)開發(fā)抽水蓄能無法將 建設成本計入電價當中，成本回收的通道不暢。當年底，國家發(fā)改委于 2019 年 12 月 9 日發(fā)布《省級電網輸配電價定價辦法（修訂征求意見稿）》再次強調，抽水蓄能電站不得納入可計提收益的有效資產范圍。這也意味著，抽水蓄能的成本也無法通過產業(yè)鏈進行疏 導。
容量電價核準與成本疏導階段（2021~2023）
2021 年 5 月，國家發(fā)改委出臺了《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》（下 稱《意見》），標志著抽水蓄能的容量電價機制發(fā)展進入了新的階段，本階段主要解決了兩 個問題：
1）提出了對標行業(yè)先進水平的容量電價核定方法，以經營期定價法核定。本階段不 同于上階段的合理成本加準許收益的核定原則，根據《抽水蓄能容量電價核定辦法》，抽 水蓄能容量電價按經營期定價法核定，基于彌補成本、合理收益原則，按照資本金內部收 益率對電站經營期內年度凈現金流進行折現，以實現整個經營期現金流收支平衡為目標， 核定電站容量電價。主要參數設置為：電站經營期按 40 年核定，經營期內資本金內部收 益率按 6.5%核定，還貸期限 25 年，運行維護費率按電站費率從低到高排名前 50%的平均 水平核定。從執(zhí)行上來看，電站投運后首次核定臨時容量電價，在經成本調查后核定正式 容量電價，并隨省級電網輸配電價監(jiān)管周期同步調整。
2）解決了容量電費由誰承擔的問題，通過輸配電價疏導容量電費。抽水蓄能容量電 費疏導和分攤問題一直是抽蓄電站定價的難點，《意見》解決了容量電費誰承擔的問題。 電量電價體現抽水蓄能電站的調峰服務價值，容量電價主要體現抽水蓄能電站提供調頻、 調壓、系統(tǒng)備用和黑啟動等輔助服務的價值，輔助服務是為了確保整個電網安全穩(wěn)定經濟 運行，提供的具有公共產品性質的服務，其相關費用理應向所有受益用戶回收。容量電費 應按照受益程度以合理比例在省級電網進行分攤，然后通過各省級電網輸配電價向所有用 戶征收。在我國電力市場完善前，特別是容量市場、長周期輔助服務市場建立前，通過輸 配電價疏導容量電費，能夠體現抽水蓄能電站輔助服務的功能價值，這是當前合理的且具 有可操作性的容量電費疏導方式。
兩部制電價反映抽水蓄能的多元價值。根據《中國能源報》中尤培培、李司陶的署名 文章《兩部制電價反映抽水蓄能多元價值》（2021 年 5 月 17 日），電量電價體現抽水蓄能 電站提供調峰服務的價值，抽水蓄能電站通過電量電價回收抽水、發(fā)電的運行成本；容量 電價體現抽水蓄能電站提供調頻、調壓、系統(tǒng)備用和黑啟動等輔助服務的價值，抽水蓄能 電站通過容量電價回收抽發(fā)運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，國家發(fā)改委分別出臺《國家發(fā)展改革委關于抽水蓄能電站容量電價及 有關事項的通知》，和《國家發(fā)展改革委關于第三監(jiān)管周期省級電網輸配電價及有關事項 的通知》，本階段解決兩個問題： 一是已投運/擬投運 48 座抽蓄電站容量電價核算完成。《國家發(fā)展改革委關于抽水蓄 能電站容量電價及有關事項的通知》核定了在運及 2025 年底前擬投運的 48 座抽水蓄能電 站容量電價，根據同時發(fā)布的容量電價表，核定抽水蓄能容量電價在 289.73-823.34 元/ 千瓦不等，48 座已投運/擬投運抽水蓄能電站合計裝機容量 5600 萬千瓦（56GW），對應 每年容量電費 247.6 億元，這意味著不考慮電量電費，容量電費可每年為 48 座抽蓄電站 帶來 247.6 億元的收益，以補償固定建設成本，加權平均容量電價為 490.36 元/千瓦。未 來抽蓄發(fā)展的前景廣闊，抽水蓄能發(fā)展長期向好，持續(xù)鞏固抽水蓄能在儲能領域的領先地 位。
二是開始培養(yǎng)用戶側為調節(jié)服務付費的理念。根據《國家發(fā)展改革委關于第三監(jiān)管周 期省級電網輸配電價及有關事項的通知》，抽水蓄能的價格不再包含于輸配電價中，而是 進行單列，執(zhí)行兩部制電價的工商業(yè)用戶，其用電價格由上網電價、上網環(huán)節(jié)線損費用、 輸配電價、系統(tǒng)運行費用、政府性基金及附加組成，其中，系統(tǒng)運行費用進行了單獨列示， 其中包括了輔助服務費用、抽水蓄能容量電費等，上網環(huán)節(jié)線損費用按實際購電上網電價 和綜合線損率計算。與前兩監(jiān)管周期輸配電價核定文件相比，核心變化在于改輸配電價包 含網損、抽蓄容量電價為單列，納入了公眾視野，這對于引導社會公眾逐步接受“全社會 為電力系統(tǒng)調節(jié)能力付費”理念、探索逐步建立統(tǒng)一的調節(jié)電源容量補償機制具有重要意 義。
容量電價機制對抽水蓄能增長起到促進作用。抽水蓄能裝機增長長期處于穩(wěn)定狀態(tài)， 2018-2020 年，國內累計抽水蓄能裝機量同比增速分別為 2%/1%/5%，對應新增裝機量分 別為 0.6/0.3/1.5GW，2021 年國家發(fā)改委發(fā)布完善抽水蓄能價格形成機制相關政策后，國 內抽水蓄能發(fā)展獲得促進，2021-2023H1 國內抽水蓄能分別新增裝機 8.0/6.3/3.3GW，2021 和 2022 年實現累計裝機量同比增長 25%/16%，增速明顯。表明兩部制電價的進一 步完善對抽水蓄能發(fā)展起到了應有的促進作用。
新政：煤電容量電價落地，助力煤電盈利能力修復
煤電容量電價政策落地，助力煤電盈利能力和電力系統(tǒng)可靠性提升
煤電容量電價政策于 2023 年 11 月 8 日落地，明確預期，逐步提高。2023 年 11 月 8 日，國家發(fā)改委和國家能源局印發(fā)《關于建立煤電容量電價機制的通知》，2024 年 1 月 1 日開始實施。通知要點如下：
1）從成本核算上，以 330 元/ kW·年為標準固定成本，根據地區(qū)設置不同回收比例， 用于計算容量電價的煤電機組固定成本實行全國統(tǒng)一標準，為 330 元/ kW·年，具體到回 收比例上，2024～2025 年多數地方為 30%左右，對應 100 元/ kW·年，部分煤電功能轉 型較快的地方為 50%左右（河南、湖南、重慶、四川、青海、云南、廣西），對應 165 元/ kW·年。2026 年起，將各地通過容量電價回收固定成本的比例提升至不低于 50%，云南、 四川等煤電轉型較快的地區(qū)提升至不低于 70%。
2）從適用范圍上，容量電價僅適用于合規(guī)在運、滿足靈活調節(jié)能力要求的共用機組。 政策文件明確指出，煤電容量電價機制適用于合規(guī)在運的公用煤電機組，燃煤自備電廠、 不符合國家規(guī)劃的煤電機組，以及不滿足國家對于能耗、環(huán)保和靈活調節(jié)能力等要求的煤 電機組，不執(zhí)行容量電價機制，具體由國家能源局另行明確。
我們測算 2025 年煤電容量電價帶來機組收益約為 1000 億元?；谏鲜稣?，我們 對煤電容量電價帶來的煤電機組盈利進行初步測算，我們假設 2025 年全國平均容量電價 水平約為 100 元/ kW·年（暫不考慮少數比例為 50%的地區(qū)），同時，根據國家能源局官 網轉載中國社會科學院可持續(xù)發(fā)展研究中心副主任張安華的文章《煤電達峰須加強需求側 管理》（2023 年發(fā)表），我國現超低排放的煤電機組超過 10.5 億千瓦，我們假設 2025 年 符合獲取容量電價要求的煤電在運公用機組約為 10 億千瓦，據此測算，2025 年煤電的全 年容量電費約為 1000 億元，我們預計將助力煤電盈利能力提升，以此激勵煤電靈活性改 造與容量保持，從而提升電力系統(tǒng)的可靠性。
充分汲取過往經驗，容量電價的核算與疏導方式明確
抽水蓄能容量電價發(fā)展中曾著力解決“容量電價核準方式”和“如何疏導”的問題。 1）在核準方式方面，根據 2014 年國家發(fā)改委發(fā)布的《國家發(fā)展改革委關于完善抽水 蓄能電站價格形成機制有關問題的通知》，抽水蓄能的容量電價按照彌補抽水蓄能電站固 定成本及準許收益的原則核定，后續(xù)又調整為經營期定價法核定，基于彌補成本、合理收 益原則，按照資本金內部收益率 6.5%，對電站經營期內年度凈現金流進行折現，國家發(fā) 展改革委 2023 年發(fā)布的《國家發(fā)展改革委關于抽水蓄能電站容量電價及有關事項的通知》 才確定在運及 2025 年年底前擬投運的 48 座抽水蓄能電站容量電價，合計容量 5600 萬千 瓦，容量電價在 289.73-823.34 元/千瓦不等。 2）在電價疏導方面，2019 年 5 月，國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布的《輸配電定價成 本監(jiān)審辦法》規(guī)定“抽水蓄能電站、電儲能設施不計入輸配電定價成本。” 2019 年 12 月 9 日國家發(fā)改委發(fā)布《省級電網輸配電價定價辦法（修訂征求意見稿）》強調，抽水蓄能電 站不得納入可計提收益的有效資產范圍，表明抽水蓄能成本無法通過輸配電價和產業(yè)鏈進 行疏導，直至 2021 年 5 月，國家發(fā)改委出臺了《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制 的意見》，解決了容量電費由誰承擔的問題，容量電費照受益程度以合理比例在省級電網 進行分攤，通過各省級電網輸配電價向用戶征收。我們認為在我國電力市場完善前，通過 輸配電價疏導容量電費，能體現其功能價值，是當前合理且具有可操作性的疏導方式。 煤電容量電價的容量電價核算與疏導方式明確。1）容量電價核算方面，國家發(fā)改委、 國家能源局印發(fā)的《關于建立煤電容量電價機制的通知》明確全國標準統(tǒng)一為每年每千瓦 330 元，僅分省分時點調整回收比例，核算方式明確。2）疏導方式方面，各地煤電容量 電費納入系統(tǒng)運行費用，每月由工商業(yè)用戶按當月用電量比例分攤，疏導方式明確。
邊界性強，上防用電成本大幅提升，下防機組“拿錢不出力”
用電成本方面，容量電價沒有造成終端用戶成本大幅提升。據我們上文測算，2025 年國內煤電機組容量電價帶來的容量電費約為 1000 億元/年，相當于終端工商業(yè)用戶總體 生產用電成本增加1000億元，參考國家統(tǒng)計局發(fā)布的2022年全國規(guī)模以上工業(yè)企業(yè)數據， 2022 年我國規(guī)模以上工業(yè)企業(yè)實現營收 1379098.4 億元，同時營業(yè)成本為 1168426.4 億 元。據此測算，2025 年容量電價導致的額外用電成本 1000 億元，約占 2022 年國內規(guī)模 以上工業(yè)企業(yè)成本的 0.085%，占比相對較小?？紤]到我國規(guī)上工業(yè)企業(yè)規(guī)模仍持續(xù)增長，我們預計即使后續(xù)容量電價回收比例由 30%調增至 50%，也不會造成終端用電成本大幅 增長，在確保煤電機組合理營收的情況下，減少用電成本的大幅提升。 監(jiān)管考核方面，嚴格要求出力指標。在運情況下，煤電機組無法按照調度指令（跨省 跨區(qū)送電按合同約定，下同）提供申報最大出力的，月內發(fā)生兩次扣減當月容量電費 10%， 三次扣減 50%，四次及以上扣減 100%。以此預防煤電機組在獲得容量電價“低?！钡那?況下“拿錢不出力”，防止資源浪費。對自然年內月容量電費全部扣減累計發(fā)生三次的煤 電機組，取消其獲取容量電費的資格。
展望：容量電價機制漸近，新型儲能盈利有望向好
新型儲能高速增長，低利用率是隱憂
新型儲能裝機加速，占比接近 30%。國內近年來新型儲能裝機增速明顯，據 CNESA 數據， 2016 年國內新型儲能裝機量累計僅有 0.28GW，占總儲能裝機容量的 1.2%，2018 年新型儲能裝機量突破 1GW 以 來 ， 分 別 在 2020-2023H1 實 現 累 計 裝 機 量 3.28/5.73/12.7/20.7GW，截至 2023 年 6 月底，國內裝機容量占比接近 30%，增速明顯。
新型電化學儲能高增速下，利用率低下是隱憂。中電聯在 2022 年發(fā)布的《新能源配 儲能運行情況調研報告》顯示，電化學儲能項目平均等效利用系數為 12.2％，新能源配儲 為 6.1％，火電廠配儲能為 15.3％，電網儲能為 14.8％，用戶儲能為 28.3％。為方便對比，我們測算了基準情形下的新型儲能等效利用率，算法參考國標 GB/T36549-2018《電化學 儲能電站運行指標及評價》，儲能單元的等效利用系數 EAF=(EC+ED)/(P*PH)，其中 EC 和 ED 為充電和放電量，P 為額定功率，PH 為評價期內統(tǒng)計小時數（全年為 8760 小時），我 們以 100MW/200MWh 的電化學儲能為例，假設充放電深度 95%，則每天一充一放對應 的等效利用效率為 15.8%，兩充兩放對應效率為 31.7%，以此基準情形作為對比，可見新 型電化學儲能利用效率仍處于較低水平。
新型儲能利用率低下的核心原因是盈利水平有限，健全價格機制對提升新型儲能盈利 能力和利用率至關重要。2023 年 3 月 2 日湖北發(fā)改委轉載全國能源信息平臺網的文章《利 用率僅 6.1%！多省儲能電站為何“建而不用”？》指出，盈利水平有限，儲能電站主動 不參與電力市場交易是計劃停運的主要原因之一，這也導致了儲能利用率低下，文章同時 指出，電力市場價格機制的健全，保證已投儲能的盈利水平，是提升儲能利用率的首要措 施。
新型儲能正在逐步融入電力市場
電力市場改革，新型儲能需要逐步融入。據《“5 號文”到“9 號文” 回顧電力體制 改革 20 年》（馮永最，2016 年），如果將 1997 年國家電力公司成立視作中國電力市場化 的開端，中國電力市場改革至今已走過 26 年，2002 年發(fā)布的《電力體制改革方案》（5 號文）為市場化改革邁出關鍵一步。在持續(xù)的電力市場改革過程中，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，新型儲能在此過程中以維護電力系統(tǒng)穩(wěn)定的角色 加入了新型電力系統(tǒng)，與電力市場改革共同前進，需要逐步將新型儲能融入新型電力市場。 國內新型儲能裝機快速增長：隨著新能源發(fā)電裝機量逐步提升，儲能裝機量隨之快速 提升，根據 CNESA 數據，我國新型儲能累計裝機容量在 2018 年突破 1GW，逐步呈現出 規(guī)模效應，隨后的 2019-2022 年，國內新型儲能新增裝機量分別為 0.6/1.6/2.5/7.0GW， 截至 2023 年 6 月底，國內累計新型儲能裝機容量超過 20GW。新型儲能裝機快速增長， 其在新型電力市場中的定位也逐步發(fā)生變化。
寧德時代董事長曾毓群倡議建立新型儲能容量電價政策：據《中國能源報》2022 年 4 月 4 日報道，2022 年全國兩會上，曾毓群表示，當前，以電化學儲能為主的新型儲能技 術具備毫秒級快速響應和雙向調節(jié)的優(yōu)勢，不受地理條件限制且建設周期短，可提高電網 事故快速恢復能力、減少負荷損失，且在電力系統(tǒng)的源、網、荷側都可根據需求靈活部署。 “容量電價是提升儲能電站綜合效益的重要措施和手段。應破除制約市場競爭的各類障礙 和隱性壁壘，參照抽水蓄能建立適應新型儲能特點的容量電價政策?！?新型儲能參與電力市場：2022 年 5 月 24 日國家發(fā)改委辦公廳和能源局綜合司共同發(fā) 布《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》（以下簡稱《通知》），明 確鼓勵新型儲能參與電力市場，具體包括：1）獨立儲能參與市場，具備技術條件的，具 有法人資格的新型儲能項目，可轉為獨立儲能；2）配儲轉為獨立儲能參與市場，以配建 形式存在的新型儲能項目，通過技術改造可選擇轉為獨立儲能項目；3）配儲與新能源場 站聯合參與市場，鼓勵以配建形式存在的新型儲能項目與新能源場站聯合參與市場。本項 《通知》同時提出研究建立電網側獨立儲能電站容量電價機制。
山東系列舉措引導獨立儲能參與現貨市場并給予容量補償：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)展和改革委員會關 于電力現貨市場容量補償電價有關事項的通知》首次提出發(fā)電機組容量補償費用電價標準 為 0.0991 元/千瓦時，8 月印發(fā)的《關于促進我省新型儲能示范項目健康發(fā)展的若干措施》， 將獨立儲能劃入容量補償范圍，按照標準電價的 2倍執(zhí)行，11 月印發(fā)的《關于發(fā)布 2023 年容量補償分時峰谷系數及執(zhí)行時段的公告》進一步明確了不同時段的容量電價收取情況。 為獨立儲能參與現貨市場打開了通道，為其運營起到了一定的盈利托底作用。 全國首個新型儲能容量市場交易試點在湖南啟動：2023 年 3 月 1 日，2022 年湖南電 力市場運行信息暨儲能容量市場化交易發(fā)布會舉行，會上同時發(fā)布了全國首個新型儲能容 量市場交易試點方案，為儲能容量交易創(chuàng)造交易環(huán)境，并啟動了交易試點，據湖南日報報 道，全省 10 家儲能企業(yè)參與交易，首批交易容量 63 萬千瓦，報道中預計全年將疏導儲能 成本 2 億元，我們根據“容量電價=疏導成本/交易容量”進行測算，湖南容量市場試點產 生的容量電價約為 317 元/kW·年。
新疆試水獨立儲能容量電價補償：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)展改革委關于建立健全支持新型儲能健康有序發(fā)展配套政策的通知》，首次提出試行 獨立儲能容量電價補償，2025 年底前，補償標準按放電量計算，2023 年暫定 0.2 元/千瓦 時，2024 年起逐年遞減 20%，補償所需資金暫由全體工商業(yè)用戶共同分攤，電網企業(yè)按 月根據補償資金規(guī)模和工商業(yè)用電量測算分攤標準。 國家發(fā)改委和能源局發(fā)布規(guī)則，指導電力現貨市場建設，提倡保障容量充裕度：2023 年 9 月 7 日，國家發(fā)展改革委和國家能源局印發(fā)《電力現貨市場基本規(guī)則（試行）》（下稱 《規(guī)則》），這是我國首個從國家層面正式發(fā)布、用于指導電力現貨市場建設和規(guī)范市場規(guī) 則的文件。從建設目標來看，《規(guī)則》明確了形成體現時空特性、反映市場供需變化的電 能量價格信號，發(fā)揮市場在電力資源配置中的決定性作用；從儲能相關表述來看，《規(guī)則》 同時指出，推動新能源參與電力市場，設計適應新能源特性的市場機制，推動分布式發(fā)電、負荷聚合商、儲能和虛擬電廠等新型經營主體參與交易；從容量補償機制相關要求來看， 提倡探索建立市場化的容量補償機制，做好與現貨市場銜接，保障容量的充裕度，具備條 件時，可探索建立容量市場。
國家發(fā)改委和能源局發(fā)布通知，探索儲能等新型主體參與電力市場：2023 年 10 月 12 日國家發(fā)展改革委辦公廳、國家能源局綜合司發(fā)布《關于進一步加快電力現貨市場建設 工作的通知》（下稱《通知》），提出鼓勵新型主體參與電力市場，通過市場化方式形成分 時價格信號，推動儲能、虛擬電廠、負荷聚合商等新型主體在削峰填谷、優(yōu)化電能質量等 方面發(fā)揮積極作用，探索“新能源+儲能”等新方式。同時，文件指出有序擴大現貨市場 建設范圍，針對福建、浙江、四川、遼寧、江蘇、安徽、河南、湖北、河北南網、江西、 陜西等地和其他全國地區(qū)明確了長周期結算試運行的時間節(jié)點，基于該《通知》要求，我 們預計 2023 年底前將有一批省份開展長周期結算試運行，并分別建設區(qū)域電力市場、持 續(xù)優(yōu)化省間交易機制。
山東發(fā)文進一步支持新型儲能健康有序發(fā)展：2023 年 11 月 13 日，山東省能源局等 三部門聯合發(fā)文《支持新型儲能健康有序發(fā)展若干政策措施》，1）電源側，支持火電配建 新型儲能與所屬電源聯合參與電力市場、逐步提高新能源上網電量參與電力市場交易比例 以提升新能源配建儲能利用率和場站綜合收益水平、鼓勵新能源場站與配建儲能全電量參 與電力市場交易（同等報價條件下優(yōu)先出清）；2）電網側，作為獨立市場主體參與市場交 易，執(zhí)行基于市場化模式下的“電量電價+容量電價”兩部制上網電價機制，3）用戶側， 多措并舉，通過將“抽水蓄能容量電費”“上網環(huán)節(jié)線損費用”納入分時電價政策執(zhí)行范 圍、擴大電力市場用戶零售套餐約束比例、免除新型儲能深谷時段市場分攤費用等方式， 提高新型儲能經濟性。
新型儲能成本端經濟性凸顯，有望為容量電價的實施掃除障礙
新型儲能容量電價受制于建設成本因素未大范圍推行。抽水蓄能已實行容量電價機制， 但新型儲能仍然僅山東、新疆等少量地區(qū)試行容量電價補償機制，核心原因是建設成本。 據中國能源報 2022 年 4 月 4 日報道《新型儲能何時實行容量電價受關注》分析，一方面 原因是規(guī)模，抽水蓄能是最成熟的儲能技術，和新型電化學儲能存在規(guī)模差異；另一方面 核心原因是建設成本，抽水蓄能使用期限長達百年，綜合造價成本低于新型電化學儲能， 容量電價雖由電網企業(yè)支付，但是已經獨立于省級電網輸配電價單獨列示，本質是由用戶 側買單，新型儲能相對成本較高，如按同等收益條件計算，其單體成本和系統(tǒng)公平性將面 臨挑戰(zhàn)。據我們整理測算，抽水蓄能的等效單位建設成本為 8375 元/kW，低于其他新型儲 能，這也意味著針對抽水蓄能實行容量電價能夠在確保自身收益的前提下減少對用戶端的 成本傳輸，接受度相對更高。其他新型儲能技術成本仍有待進一步降低。
鋰價下行趨勢下，電池成本大幅降低。2023 年以來，鋰價持續(xù)下行，主要體現在核心原材料碳酸鋰和六氟磷酸鋰，根據 Wind 數據，碳酸鋰價格從 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 下行降低了正極材料和電解液的成本，從而對電池整體成本產生影響，考慮到國內鋰電裝 機以磷酸鐵鋰為主，我們以磷酸鐵鋰電池為例，對 2019 年以來的電池成本進行了測算。
磷酸鐵鋰電池材料主要由正極材料、負極材料、隔膜、電解液、集流體等構成，原材 料單耗和價格取值見下表，其中碳酸鋰與六氟磷酸鋰的價格按照國產現貨的整年均價計算， 2023 年的原材料價格以 2023 年 11 月 8 日為基準，據 Wind 數據，碳酸鋰均價 15.65 萬 元/噸，六氟磷酸鋰為 8.95 萬元/噸。
以 2023 年 10 月 25 日原材料價格計算，磷酸鐵鋰電芯相比于 2022 年均價下降 35%。 我們測算 2019-2023 年磷酸鐵鋰電芯測算成本分別為 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 日原材料價格測算）。
2023 年以來新型電化學儲能系統(tǒng)及 EPC 價格持續(xù)降低。據高工鋰電（GGII）數據， 電芯成本占儲能系統(tǒng)成本的 55%，占比較高，隨著電芯成本下降，儲能系統(tǒng)成本有望同步 實現下降。根據儲能與電力市場微信公眾號和北極星儲能網追蹤的儲能系統(tǒng)和 EPC 招標 價格數據來看，以 2 小時儲能系統(tǒng)為例，投標報價自 2023 年 1 月開始下降趨勢明顯。2 小時儲能系統(tǒng)價格從 2022 年 12 月的 1.63 元/Wh 降低至 2023 年 10 月的 0.94 元/Wh，總 體降幅達到 42%，相應的 EPC 價格從 1.87 元/Wh 降低至 1.61 元/Wh，降幅達到 14%， 總體降本明顯。
我們測算現行新型儲能容量電價約為 238-400 元/kW·年
目前新疆和山東現行的新型儲能容量電價補償機制，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，我們通過設定新型儲能 的特定利用率，將現行的新型儲能容量電價從“元/kWh”向“元/kW·年”進行換算。 根據部分地區(qū)現有政策，我們測算新型儲能容量電價為 238-400 元/kW·年。由于新 疆、山東、湖南等各地容量電價實施政策不同，對應容量電價的實施標準與金額、單位均 有不同，為了進行對標，以及后續(xù)的盈利分析，我們針對目前已經試水儲能容量電價的省份地區(qū)，通過一定的假設測算獲得各地的容量電價水平。
模式一：山東、新疆采用容量補償機制。山東試行容量電價標準為 0.0991 元/kWh， 新型儲能按照 2 倍執(zhí)行，對應 0.1982 元/kWh，新疆儲能容量電價按照放電量計算，2023 年執(zhí)行電價為 0.2 元/kWh，2024 年起逐年遞減 20%直至 2025 年，我們以 0.2 元/kWh 測 算。在此基礎上，我們假設儲能設備每天兩充兩放，單次放電時長 2 小時，以及每年兩充 兩放天數為 300 天，據此測算得到山東和新疆的新型儲能容量電價分別為 238/240 元 /kW·年。
模式二：湖南以試點容量市場的方式進行成本回收。據湖南省工信廳轉載湖南日報關 于《全國首個新型儲能容量市場交易試點啟動》的報道（2023 年 3 月 7 日），2023 年 3 月，首批交易容量 63 萬千瓦，報道預計全年疏導儲能建設運行成本 2 億元，以及三一新 能源投資有限公司相關負責人介紹，該企業(yè)投入儲能容量 10 萬千瓦，預計通過容量交易， 全年有效疏導儲能建設運營成本約 4000 萬元，我們依據 容量電價=疏導成本/交易規(guī)模 進 行測算，湖南容量市場形成的容量電價約為 317/400 元/kW·年。
儲能容量電價有待進一步推廣。目前國內已經對獨立儲能實行容量電價補償機制的新 疆和山東，是對獨立儲能按照放電量進行容量補償，根據新疆自治區(qū)發(fā)改委 2023 年 5 月 16 日印發(fā)的《關于建立健全支持新型儲能健康有序發(fā)展配套政策的通知》新疆 2023 年暫 定容量補償電價為 0.2 元/千瓦時，根據山東省發(fā)改委 2022 年 3 月 29 日印發(fā)的《關于電 力現貨市場容量補償電價有關事項的通知》，山東新型儲能容量補償電價為 0.1982 元/千 瓦時，尚未針對發(fā)電容量設置對應的容量電價。因此，從容量補償方式來看，有望向抽水 蓄能對標，從以放電量為補償單元轉向以發(fā)電容量為補償單元，從應用范圍來看，將有望 從山東、新疆、湖南等個別省市自治區(qū)拓展至全國范圍。
新型儲能容量電價核算
我們嘗試對新型儲能容量電價進行核算，首先考慮其核算方式、新型儲能盈利模式、 以及目標資本金內部收益率：
1）從核算方式的選擇來看，我們選取經營期定價法。目前國內各省均未出臺明確的 新型儲能容量電價核算標準，考慮到煤電、氣電和現行部分地區(qū)新型儲能容量電價均為直 接統(tǒng)一給定（根據國家和各省發(fā)改委發(fā)布），不涉及具體核定過程，因此我們將選擇參考 抽水蓄能的經營期定價法進行初步核算，并借鑒其核定過程中的部分參數，具體參考文件 為國家發(fā)改委發(fā)布的《抽水蓄能容量電價核定辦法》；
2）從新型儲能盈利模式選擇來看，我們選取基礎的峰谷電價差收益模式。1）新能源 配儲，主要依靠減少棄風棄光和電價差套利實現盈利，根據山東省能源局官網的《支持新 型儲能健康有序發(fā)展若干政策措施》政策解讀，新能源配儲利用率低下，市場參與率較低； 2）電網側儲能，通過輔助服務、容量租賃等方式獲取收益，根據山東省能源局官網的《支 持新型儲能健康有序發(fā)展若干政策措施》政策解讀，目前電網側儲能盈利模式較為單一； 3）用戶側儲能，核心盈利方式是通過峰谷價差套利。綜合以上情況來看，新型儲能的盈 利模式不一，其本質是通過輸入低成本電能放出高價值電能賺取收益，因此我們選取電價 差收益作為核算的收益模式，為便于測算，我們選取峰谷電價差作為測算用收益模式。
3）目標資本金內部收益率（IRR）來看，我們初步選取為 5%。在資本金內部收益率 選取上，我們參考抽水蓄能，根據《抽水蓄能容量電價核定辦法》，抽水蓄能的 IRR 核定 值為 6.5%，對于抽水蓄能來說，容量電價是其回收建設成本的核心措施，但是對于新型 儲能，除電價差套利外，還能夠通過進入市場交易、參與輔助服務等方式獲取收益（具體 可參考山東省能源局官網），因此在我們給定的電價差套利收益機制條件下，不宜制定高 于抽水蓄能 6.5%的 IRR，因此我們選取資本金內部收益率為 5%進行初步測算。
綜上，我們以經營期定價法、采用峰谷價差收益模式，以 5%資本金內部收益率為目 標，測算新型儲能容量電價約為 100 元/kW·年。由于新型儲能目前尚未給出明確的核算 準則，我們借鑒抽水蓄能的核定方法，按經營期定價法核定，基于彌補成本、合理收益原 則，按資本金內部收益率對電站經營期內年度凈現金流折現，以實現整個經營期現金流收 支平衡為目標，核定容量電價。我們的核心假設如下：成本方面，鋰電儲能單位建設成本 2000 元/ kWh，系統(tǒng)功率為 10MW，年均運維成本為 0.5%，運營方面，我們參考中電聯 在 2022 年發(fā)布的《新能源配儲能運行情況調研報告》顯示，電化學儲能項目平均等效利 用系數為 12.2%，對應全年 8760 小時，全年運行小時數為 1069 小時，對應單次循環(huán) 4 小時，則年均循環(huán)次數為 267.18 次，財務方面，我們參考《抽水蓄能容量電價核定辦法》， 貸款比例 80%，貸款利率按照現行 5 年期以上 LPR 利率 4.20%，貸款期限我們假設為 10 年。 經我們模擬測算，容量電價為 0 時，因新型儲能利用率水平處于較低水平，其資本金 內部收益水平（IRR）為負，當容量電價增長至 50 元/kW·年時，IRR 回正，表明容量電 價起到了盈利托底作用，容量電價增長至 100 元/kW·年時，IRR 增長至 5%，達到我們 預設的核算目標。
我們核算的容量電價水平 100 元/kW·年，與前文測算山東、新疆、湖南等地新型儲 能容量電價 238-400 元/kW·年有一定差別，主要系儲能利用率設定不同。我們是在參考 中電聯 2022 年發(fā)布的《新能源配儲能運行情況調研報告》中電化學儲能項目平均等效利 用系數為 12.2%條件下測算的，而前文是按照每天 2 充 2 放 300 天的較高利用率條件下進 行測算的。這也表明，新型儲能的利用率仍有大幅提升空間。 因此我們認為，新型儲能容量電價對于利用率較低的新型儲能具有一定盈利托底作用， 能夠鼓勵刺激新型儲能裝機投資，隨著機制逐步完善，新型儲能利用率持續(xù)提升，逐步進 入電力市場交易，其盈利能力將不斷增強，對新型電力系統(tǒng)做出更積極的貢獻。
新型儲能容量電價推廣有望帶來超百億元容量補償空間
目前已試點儲能容量總體占比較低，仍需擴大推廣范圍。目前國內僅有新疆、山東、 湖南針對新型儲能實施了相應的容量成本回收機制，其中新疆和山東是容量補償機制，湖 南試點了容量市場，但其總體規(guī)模仍然不大。根據CNESA《2023年儲能產業(yè)研究白皮書》， 截至 2022 年年底，新疆和山東儲能裝機容量分別為 0.71/1.42GW，根據儲能之音微信公 眾號 2023 年 4 月 4 日報道，預計湖南 2023 年交易容量為 1GW，據此我們判斷 2023 年 能夠受益于容量電價的儲能容量約為 3.12GW，根據 CNESA 數據，截至 2023 年上半年， 國內總體新型儲能裝機容量為 20.7GW，因此實際上受益于容量電價的新型儲能占比仍然 較低，容量電價機制仍需逐步擴大推廣范圍。
預期新型儲能裝機高增，我們測算未來 5 年容量電費有望超百億元。據 CNESA 預測， 保守情況下，我國 2023-2027 年新型儲能累計裝機容量為 23/38/56/76/97GW，對應 CAGR 為 42.5%，理想情況下，2023-2027 年新型儲能累計裝機容量為 31/54/80/108/138GW， 對應 CAGR 為 45.0%，裝機空間廣闊。我們以保守情景和理想情景下的中樞水平作為中性假設，對應 2023-2027 年裝機容量為 27/46/68/92/118GW。據我們初步假設與測算，2023 年享受容量電價的新型儲能容量占比約為 15%，我們預計隨著政策逐步向各省推廣， 2024-2027 年 容量電價機制在新型儲能中的滲透率 為 20%/30%/40%/50%，對應 2023-2027 年受益容量為 4/9/20/37/59GW，平均容量電價假設來看，我們根據現行山東、 新疆測算容量電價為 238-400 元/kW·年，考慮我們基于經營期定價法以 5%的 IRR 測算 容量電價為 100 元/kW·年，我們暫取中間值 200 元/kW·年進行未來新型儲能容量電費 空間測算，對應 2023-2027 年的新型儲能容量電費為 8 億/19 億/41 億/74 億/118 億元，對 新型儲能的盈利起到托底作用，持續(xù)促進新型儲能快速發(fā)展。
