炒股就看金麒麟分析师研报，权威，专业，及时，全面，助您挖掘潜力主题机会！

意义：容量电价是维护新型电力系统可靠的重要措施

什么是容量电价：本质上是用于回收发电机组的固定成本

从用户侧来看，容量电价是即使用户不用电也要付出的电价，相当于电费中的“月租”。 对于我国的电价政策来说，根据《国家发展改革委关于第三监管周期省级电网输配电价及 有关事项的通知》，用电容量在 100 千伏安及以下的，执行单一制电价；100 千伏安至 315 千伏安之间的，可选择执行单一制或两部制电价；315 千伏安及以上的，执行两部制电价。 现执行单一制电价的用户可选择执行单一制电价或两部制电价。1）对于单一制电价用户 来说，其用电成本仅与用电量有关，这部分称为电量电费，由“用电量×电量电价”决定， 2）对于两部制电价用户来说，其用电成本由电量电费和容量电费两部分构成，电量电费 由“用电量×电量电价”决定，容量电费不由用电量决定，而是由“变压器容量×容量电 价”决定，相当于是电费中的“月租”。

从发电侧来看，容量电价本质上是用于回收发电机组的固定成本。对于发电侧或者储 能侧来说，其主要收益来源于发电收益，即“发电量×电量电价”，对于实施两部制电价 的发电侧机组来说，其主要收益来源于两部分，分别是发电收益和容量电费，容量电费由 “机组发电容量×容量电价”决定。对于机组来讲，电量电价用于回收其发电运行成本， 即边际成本，如抽水蓄能的抽水电费、运行费用等，而容量电价用于回收机组的固定成本， 如初始固定资产建设成本，尤其是调用频率不高，边际成本相对较高的保障性机组。用户侧与发电侧都称容量电价，但是意义并不相同，本报告主要讨论发电侧容量电价。

为什么要回收容量成本：新型电力系统下，电力系统可靠性需求迫切

风光新能源发电占比持续提升，煤电首度被可再生能源发电装机量超越。国内风电及 光伏新能源发电装机量持续提升，据国家能源局数据，从装机量占比来看，国内风电及光 伏装机量合计占比从 2015 年的 11%提升至 2023 年上半年的 32%，实现大幅增长；从装 机量来看，据国家能源局发布数据，截至 2023 年 6 月底，国内可再生能源装机量达到 13.22 亿千瓦，历史性超过煤电，约占我国总装机量的 48.8%。

各省新能源消纳责任权重逐年提升，风光并网增加发电侧随机性。在中国能源系统向 低碳化转型的过程中，随着风电和光伏发电占比逐步提升，国家能源局与发改委共同设置 了各省、直辖市、自治区的新能源消纳权重，特别是非水电消纳责任权重，根据两部门历 年以来对可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知，非水电消纳责任权重具体计算 方法为：区域最低非水电消纳责任权重=÷预计本区域年全社会用电量，根据国家发改 委官网发布的历年可再生能源电力消纳责任权重及计划安排数据，从历史数据和 2023/2024 年计划数据来看，非水电的新能源消纳水平逐年增长，我们还将全国各省消纳 责任权重取了算术平均值，从全国各省算数平均水平来看，从 2020 年的 11.5%增长至 2024 年的 17.7%。因风光发电受到光照时长、风力条件等自然因素影响，具有不确定性，高比 例的新能源消纳将为发电侧带来更大的随机性。因此，需要能够提供稳定电力系统辅助服 务的电力资源作为电网的重要支撑。

一方面，风光发电快速增长的新型电力系统下，不稳定性驱使辅助服务的需求种类丰 富，需建设更多调节性电力设施。根据我国原国家电监会颁布实施的《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》，电力辅助服务的定义为：为维护电力系统安全稳定运行，保证电能质 量，除正常电能生产、输送、使用外，由发电企业、电网经营企业和电力用户提供的服务。 从功能的角度进行区分，电力辅助服务可分为有功功率平衡服务、无功功率平衡服务、事 故恢复服务三类，具体来看：1）有功功率平衡服务主要包括调频、备用、调峰，调频可 分为一次调频和二次调频，备用可分为旋转备用和非旋转备用，调峰是一种特殊的有功功 率平衡服务，主要应用于电力现货市场尚未建立的阶段，激励灵活性发电资源的开发，随 着电力现货市场建立，调峰逐步与电能量的日前、日内、实时市场融合；2）无功功率平 衡服务主要有无功功率调节、电压支撑；3）事故恢复服务主要指黑启动。需要火电灵活 性改造、新型储能等设施提供电力系统维稳的辅助服务。

另一方面，新能源发电增量降本趋势下，火电机组盈利与容量仍需得到保障。1）从 利用小时数看，根据国家能源局数据，我国火电机组平均发电利用小时数从 2013 年的 5021 小时，降低至 2022 年的 4379 小时，降低 13%，近几年火电总体发电利用小时数维持稳 定，但长期看处于下降趋势；2）从发电量占比角度看，2013年火力发电量占比达到 80.4%， 随着新能源发电装机持续提升，火电发电量占比受到挤压，2022 年占比为 69.8%，10 年 降低 10.6pcts；3）从电价角度看，根据国投电力各类机组平均上网电价，2015 年以来， 光伏/风电平均上网电价从 1.1/0.56 元/kWh 降至 0.61/0.46 元/kWh，降幅分别达到 45%/18%，火电上网电价从 0.39 元/kWh 增至 0.47 元/kWh，高于风电，逐步与光伏缩小 差距。在充分竞争的电能量市场中，发电侧报价通常由边际成本决定，随着新能源边际发 电成本不断降低，压缩火电机组盈利空间，从而降低火电机组投资积极性，而为了确保电 力系统容量的充裕度与可靠性，需要保障火电机组的盈利空间。

新型电力系统下，容量成本回收应运而生。综合来看，在新型电力系统的背景下，电 力设施的价值，不单纯体现在其生产和向电网输送了多少电能，为电力系统提供可靠性的 电力资源也日趋重要，因此，需要对提供电力系统稳定性的调节性资源赋予新的价值，在 此条件下，容量成本回收应运而生。

如何实现容量成本回收：容量成本补偿是我国主要机制

调节性资源需通过容量成本回收机制获取保障性收益，容量成本回收机制主要可以分 为稀缺定价机制、容量成本补偿机制和容量市场三类。根据国家电力调度控制中心编写的 《电力现货市场 101 问》，对于单一电能量市场，发电机组只有在发电时才能通过电量电 价获得收益，然而在当下新型电力系统中，对于确保系统可靠性所需要的某些发电机组， 运行时间相对较短、总体发电量较低，比如抽水蓄能、天然气发调峰机组、新型储能等， 这些发电机组对电力系统的维稳作用不能通过其生产的电能量来衡量，必须在较短的运行 时段内回收全部投资成本，因而需引入容量成本回收机制。根据国家发展改革委 2020 年 发布的《容量成本回收机制工作指引》，容量成本回收机制主要可以分为稀缺定价机制、 容量成本补偿机制和容量市场三类，具体地区采用哪种容量成本回收机制需要因地制宜。

1）稀缺定价机制直接提升电能量价格。稀缺定价机制是指在系统电能和备用稀缺的 情况下提高电能价格。在指定现货市场价格上限时，允许系统短时间内出现极高的价格尖 峰，这种机制主要适用于对高电力价格风险承受力强的地区。问题在于，稀缺电价仅反映 短时的供需，会给系统的长期容量充裕度，以及发电投资带来较大的风险。目前主要有美 国得州和澳大利亚采用该机制。 美国得州独立电网采用稀缺电价机制，易导致极端情况下的天价电费。美国得州电网因 独立于美国东部联合电网和西部联合电网，与附近各州电网没有互联，因此在遭遇极端条件 时，很难从其他电网获取电力支援，叠加得州采用稀缺电价机制，没有容量 电价，通过需求紧缺时的短时间内尖峰电价回收投资成本，在极端情况下容易导致电费高昂。 2021 年 2 月得州极寒天气事件下，因极端低温导致的大范围机组非计划停运和用户负荷的 增加，导致得州电网频率偏离正常值，在低于临界值时，系统采用了切负荷的方式维持电网 频率的稳定。与此同时，得州电网运营商网站上的数据显示，得州电力可靠性委员会 运营的电网实时批发市场价格最高达到 9000 美元/兆瓦时，约合人民币 58 元/千瓦时，极端 天气前的 2 月 10 日，价格低于 50 美元/兆瓦时，电价暴增 180 倍。

美国得州稀缺电价机制虽能起到相应的激励作用，但也说明了稳定电力供应与合理价 格机制的重要性。通过稀缺电价，一方面解决了资金缺失问题，刺激了发电机组可靠性投 资，同时也能够在真正需要发电机组时提供实时激励。有观点认为 2021 年得州的极寒天 气停电事件主要由于稀缺电价机制没有激励足够的备用容量投资，但是实际上，根据美国 当地时间 2021 年 11 月 16 日 FERC 发布的停电事故分析报告，停电事故的核心原因是发电侧在极端天气下的故障导致的大面积非计划停运，据 FERC 发布的停电事故分析报告统 计，44%的故障是由极端低温、冻雨天气直接造成的，31%的故障与发电机组的燃料密切 相关，21%为与低温相关的机组内部机械系统、电气系统故障，如系统零部件在低温下发 生的脆裂，2%的故障是与输配电系统相关的电网侧故障。这说明，导致极端环境停电的主 因并不是容量不足而是机组故障。但同时，这也说明稳定电力供应和良好价格机制的重要 性，我们认为稳定的电力供应是保障生产生活的基础，同时，合理的价格机制可以减少产 生“天价”电费的可能性。

2）容量成本补偿机制是以行政手段形成容量电价，适用于电力市场发展初期。在政 府相关主管部门的指导下，通过对单位容量补偿标准和各发电机组可补偿容量的核算，实 现对发电容量成本的合理补偿，主要适用于电力市场发展初期，经济社会和金融市场仍欠 发达的地区。该机制具备较好的理论基础和实践经验，能够有序引导发电容量投资，优化 资源配置。智利、西班牙、以及我国的山东采用容量补偿机制。 智利容量成本补偿机制是对现货市场的有效补充，帮助机组回收固定成本。智利现货 市场与欧美等国不同，所有发电企业不报价，只需上报可用容量及其运行成本，发电侧现货市场运营中心审核运行成本。现货市场 以总发电成本最小为目标，基于某时点的系统负荷和机组发电边际成本进行安全经济调度， 边际出清形成电能量市场价格。当由较高的变动成本设定市场价格时，变动成本较低的发 电企业除了能够在现货市场回收其变动成本外，还能够回收部分固定成本；而市场中变动 成本最高的机组只能从现货市场回收其变动成本。因此，为帮助发电企业回收固定成本，智利通过监管机构制定的容量价格为发电企业提供容量补偿，从而对竞争性发电侧现货市 场起到补充作用。 智利容量补偿机制的操作流程分三个步骤：1. 决定容量电价，由智利国家能源委员会 决定容量电价；2. 决定补偿容量，智利国家电力调度机构决定发电企业能够获得补偿的容 量；3. 费用结算，进行容量补偿费用结算。

3）容量市场是以市场竞争的方式形成容量电价，实现发电容量成本回收。容量市场 是竞争性电力市场的有机组成，适用于电能量市场发展相对完善的地区。但是容量市场的 设计在理论与实践上均需进一步完善，且对系统预测、市场管控等要求较高。英国、法国、 美国 PJM、NYISO、ISO-NE 等电力市场中已建立容量市场。

我国采用容量补偿机制，有三个核心原因： 1）为什么不用稀缺电价机制？我国总体电价受限，不适合采用稀缺电价机制。①负 荷侧价格敏感度不高，我国电力价格偏低，短期来看，大多数电力负荷对价格敏感度不高， 这部分负荷用电超过可用发电容量时，只能采用拉闸限电或切负荷的方式进行管制，这种 情况需要使用行政手段设定市场的出清价格，如果价格设定存在缺陷，将会影响发电容量 投资的积极性，因此需要对发电容量投资进行额外的容量补偿；②电能和辅助服务价格受 限，不能反映供需紧张下的价格水平，市场的某些特点以及监管机制可能限制电能价格和 辅助服务价格，不能充分反映供需紧张情况下的价格水平，这将会导致发电容量即使在电力供应短缺时回报仍低于合理水平，将导致发电容量投资不足；③投资风险较大，考虑到 发电业务的风险结构，比如在电力供应相对短缺时，供需情况微小变化会对发电机组利润 产生重大影响，需要协调降低投资者风险。 2）为什么目前没有容量市场？容量市场要与电力现货市场接轨，国内电力现货市场 仍不够成熟。容量市场作为电力现货市场和辅助服务市场的有效补充，因涉及容量机组的 投资，属于中长期市场，与短期电力现货市场间需要实现良好衔接，而我国电力现货市场 仍不够成熟，要将基于长期固定建设成本的市场和基于短期边际成本的市场实现衔接平衡， 让参与市场的机组实现较好的盈利，尚存在难度。 3）为什么采用容量补偿机制？与我国电力现货市场建设初级阶段的国情更契合。容 量成本补偿机制能够保障容量电价长期稳定，对终端价格的影响是可控的，实施的成本和 风险较低，市场化程度不足，但这恰恰与我国目前处于电力市场建设初级阶段的国情相契 合，与此同时，我国电改措施从出台到落地，还需要执行一定的行政性措施保障，容量成 本补偿机制正是一种行政性较强的机制。对于市场化程度较高的容量市场，仍需探索设计 差异化的容量市场机制，以兼顾公平和效率。

我国谁因容量电价受益——源储侧

煤电机组、抽水蓄能、天然气发电、部分新型储能实行容量电价。在发电侧和储能侧， 已经实施容量电价的储能和发电设施主要包括：煤电机组、抽水蓄能、天然气发电、部分 地区新型储能。

1）煤电机组方面，2023 年 11 月 8 日容量电价新政策落地。2023 年 10 月 12 日国家 发改委、国家能源局发布《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》，明确提出， 推动开展各类可靠性电源成本回收测算工作，煤电等可靠性电源年平均利用小时数较低的 地区可结合测算情况，尽快明确建立容量补偿机制时间节点计划和方案，2023 年 11 月 8 日，国家发改委、国家能源局发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》，政策指出，用 于计算容量电价的煤电机组固定成本全国统一为 330 元/kW·年，不同地区的回收比例不 同，当前主要为 30%和 50%，对应 100 元/kW·年和 165 元/kW·年，2026 年起，将各 地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于 50%。

2）抽水蓄能方面，容量电价促进抽蓄健康发展。国家发改委在 2014 年发布了《国家 发展改革委关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》，明确电力市场形成前， 抽水蓄能电站实行两部制电价，2021 年发布《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》，提出为抽水蓄能制定容量电价，并将成本向电网和电源及特定电 力系统分摊，并在 2023 年 5 月完成统一核准，为全国 48 座已/拟投运机组确定容量电价 在 289.73-823.34 元/千瓦·年不等。

3）天然气发电方面，现已有上海、浙江、江苏、河南等省市发布相关政策对天然气 发电机组实施两部制上网电价，并制定相应容量电价，江苏调峰机组容量电价为 28 元/千 瓦·月，上海调峰机组容量电价为 37.01 元/千瓦·月，热电联产发电机组为 36.50 元/千 瓦·月，河南驻马店中原燃机、郑州燃机试行两部 制上网电价，容量电价为 35 元/千瓦·月，浙江 9F、9E 机组容量电价调整为 302.4 元/千 瓦·年，6F 机组容量电价调整为 571.2 元/千瓦·年，6B 机组容量电价调 整为 394.8 元/千瓦·年。

4）新型储能方面，容量电价机制尚不成熟，目前山东、新疆试水独立储能容量电价 补偿机制，山东 2022 年制定容量补偿电价的基准值为 0.0991 元/千瓦时，独立储能容量 补偿按照两倍执行，新疆 2023 年容量补偿电价暂定为 0.2 元/千瓦时，两地区均以放电量 为基础，对独立储能进行容量成本补偿。湖南 2023 年 3 月试点容量市场，据湖南发改委， 3 月 1 日，全国首个新型储能容量市场交易试点在湖南启动，全省 10 家储能企业积极参 与交易，首批交易容量 63 万千瓦，全年预计疏导储能成本 2 亿元，引导全省新型储能行 业健康发展。

我国谁为容量电价买单——负荷侧

首先需要强调的是，负荷侧容量电价与源储侧容量电价是不同的概念。源储侧的容量 电价是发电机组或储能设施依据其自身发电容量获取的补偿费用，而负荷侧的容量电价是 根据其用电侧架设的变压器容量核算的额外支出。 负荷侧单一制电价和两部制电价的核心区别在于是否有容量电费部分，而容量电费用 与电量无关。我国电力用户的电价标准有两种，分别为单一制电价和两部制电价，单一制 电价用户是将电量电价乘以实际用电量作为最终电费，两部制电价用户的电费分为两部分， 电量电价乘以实际用电量作为电量电费，同时按照容量或需量收取一定容量电费， 两部分合计为两部制电价用户所花费的电费。二者核心区别在于，单一制电价用户所花费 的电费只与用电量有关，而对于两部制电价用户来说，即使不进行电能消耗，其仍要承担 部分电费，这部分电费称为容量电费。

第三监管周期省级电网输配电价改革明确新的用户划分标准，大容量工商业用户执行 两部制电价。2023 年 5 月国家发改委公布了《国家发展改革委关于第三监管周期省级电 网输配电价及有关事项的通知》，用户用电价格逐步归并为居民生活、农业生产及工商业用电三类，不再单独区分大工业用电 和一般工商业用电。明确了居民生活用电、农业生产用电、以及用电容量小于 100kVA 的 工商业用户，统一适用单一制电价，容量大于 318 kVA 的工商业用户，统一使用两部制电 价，对于用电容量为 100kVA-318 kVA 的用户，可以自行选择单一制电价或两部制电价， 相较于改革前，容量处于 100kVA-318 kVA 中间值的工商业用户选择更灵活。

成本如何传导？源储侧与负荷侧容量电价关系与成本传导路径

第三监管周期下将抽水蓄能容量电费单独列示，工商业用户承担抽水蓄能容量电价。 根据 2023 年 5 月国家发改委发布的《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的 通知》，部分承担两部制电价的工商业用户，其用电价格由上网电价、上网环节线损费用、 输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加组成，其中，系统运行费用单独列示，包括 了辅助服务费用、抽水蓄能容量电费等，上网环节线损费用按实际购电上网电价和综合线 损率计算。与前两监管周期输配电价核定文件相比，核心变化在于改输配电价包含网损、 抽蓄容量电价为单列，纳入了公众视野，这对于引导社会公众逐步接受“全社会为电力系 统调节能力付费”理念、探索逐步建立统一的调节电源容量补偿机制具有重要意义。

核心功能总结：价值发现，成本传导，盈利托底

容量电价在电力系统中的核心功能体现在，实现电力系统调节性资源的价值发现、边 际建设成本向用户侧传导、以及对发电设备的盈利托底等方面，具体来看：

1）价值发现：实现发电资源与调节性资源的解耦，完成对调节性资源的价值发现。 据学术论文《基于分时容量电价的新型电力现货市场设计》，随着新能源发电占比提升，为支撑新型电力系统现货市场的建设，需要建立精准 反映电力成本的现货市场机制，即形成度量源网荷储价值的准确价格信号。然而如果采用 单一制电价，电力市场将存在以下问题：1）若以新能源发电决定边际价格，其近零的边际成本将导致现货价格信号消失，调节作用不复存在；2）若以昂贵、少量的 灵活性资源决定边际价格，新能源与灵活性资源的供电服务差异性无法体现。因此需要实 现发电资源与调节性资源的解耦合，以电量电价+容量电价为基础的两部制网电价正是实 现调节性资源价值发现的关键策略。

2）成本传导：容量电价将边际建设成本传导至下游。原有单一制电价机制下，是将 电站的运营成本通过电量电价转移至下游，不能很好地传导发电设备的建设成本，在两部 制电价机制下，电量电价可以反映发电设备的边际运营成本，而容量电价可以反映发电设 备的边际投资建设成本，从而实现成本的多维覆盖，将建设成本更好地向下游传导。传导 方向是发电侧→电网侧→用户侧，具体传导关系我们在上文用户侧与发电侧容量电价的关 系一节中已有所讨论。

3）盈利托底：提升盈利稳定性。容量电价机制能够将固定成本向下游传导，将会提 升电力设备的盈利稳定性，具体的提升稳定能力与容量电价的核定和机制相关，为电力设 备起到盈利托底的作用。此盈利托底作用将会促进火力发电转型、抽水蓄能的健康发展、 以及提升新型储能的装机意愿。

复盘：容量电价促进抽水蓄能健康发展

复盘抽水蓄能发展，我们将其划分为四个重要阶段。我们复盘了中国抽水蓄能的发展 历程，以容量电价的出现、提出容量电价核准方式、容量电价的核准并从输配电价剥离为 几个关键节点，将抽水蓄能发展划分为四个阶段，分别为：第一阶段：抽水蓄能起步和发 展阶段、第二阶段：抽水蓄能两部制电价实施阶段、第三 阶段：抽水蓄能容量电价核准与疏导阶段、第四阶段：抽水蓄能发展新阶 段。

抽水蓄能起步和发展阶段

中国抽水蓄能起步坎坷。河北平山县岗南水电站被公认为是中国第一座混合式抽水蓄 能电站，1958 年 3 月开始兴建电站主体部分，直至 1968 年才续建完成，容量为 1.1 万千 瓦，使用进口抽水蓄能机组，开启中国抽水蓄能先河。1973 年和 1975 年，中国在当时已 经运营了 15 年的北京密云水库白河水电站分别改建安装了两台 1.1 万千瓦抽水蓄能机组， 由天津发电设备厂生产，实现了小型机组国产化。截至 1979 年，中国水电装机容量达到 1911 万千瓦，其中抽水蓄能仅为 3.3 万千瓦。 改革开放后经济提速带来抽水蓄能加速成长。改革开放后，国民经济的提速倒逼电力 产业快速发展，火电在全国各地开花，水电比重迅速下降，其结果是调峰问题日益严重， 拉闸限电现象频现，电网安全受到威胁，在此背景下，抽水蓄能发展按下加速键，到 2000 年底，全世界抽水蓄能电站装机容量达到 1.14 亿千瓦，中国抽蓄总容量达到 552 万千瓦， 占比 4.8%，截至 2010 年底，全国抽水蓄能电站装机容量达到 1451 万千瓦，全世界抽水 蓄能电站的装机容量达到 1.35 亿千瓦，中国的占比升至 10.7%。

电改“5 号文”发布，效益核算问题导致抽水蓄能发展受阻。2002 年 2 月，国务院下 发《电力体制改革方案》，“厂网分开，重组发电和电网企业”，电改后，发电企业开始发 力，中国发电量快速增长，抽水蓄能增长却放缓，主要系原本由厂网配合的抽水蓄能电站 地位不清晰，运行的费用在电网侧，效益产生在发电侧，效益核算原因导致电网和发电企 业都缺乏投资热情。2004 年，国家发改委下发《关于抽水蓄能电站建设管理有关问题的 通知》，将抽水蓄能的建设和经营权划归电网企业，虽然保障了电网调峰调频的需求，但 是并未解决抽水蓄能的经济性，还打击了电网企业外其他各方的投资积极性。截至 2015 年底，全国抽水蓄能装机为 2300 万千瓦，并未达到“十二五”规划的 3000 万千瓦。 中国为抽水蓄能大国并非强国，合理电价机制是保障抽蓄健康发展的关键。根据中国 水利发电工程学会官网文章(2022 年 4 月 19 日）《抽水蓄能简史：从蹒跚起步 到万亿风口》，我国抽水蓄能自 20 世纪 60 年代开始发展，截至 2020 年底，全球 已投运的抽水蓄能装机为 1.725 亿千瓦，其中中国抽水蓄能装机达到 3149 万千瓦，占比 超过 18%，位居世界第一，然而中国是抽水蓄能大国，却不是抽蓄强国，这主要体现在抽 水蓄能的占比上，截至上文文章发出时，中国抽水蓄能电站占总装机容量 的比重仅为 1.4%，远低于日本 8%，和意大利、德国、英国等发达国家的 3~6%，尽管抽水蓄能电站对系统安全运行保障具有优势，但合理的电价机制是调动抽水蓄能电站发电积 极性和保障电站调峰调频作用的关键。

两部制电价试水阶段

抽水蓄能单一的电能量市场无法收回抽水蓄能的成本。根据《中国能源报》中尤培培、 李司陶的署名文章《两部制电价反映抽水蓄能多元价值》，绝大多数 抽水蓄能电站定价机制处于不同程度的政府管制下，仅有不足 6%的抽水蓄能电站进入自 由竞争的电力市场，核心原因是竞争性的电力现货市场会将市场价格导向边际成本，然而 抽水蓄能具有高建设成本，低运行成本的特点，因而仅通过电能量市场难以收回成本。 抽水蓄能电站两部制电价开始实行，容量电价体现抽水蓄能的辅助服务价值。2014 年，为了促进抽水蓄能电站健康发展，充分发挥抽水蓄能电站综合效益，国家发改委发布 了《国家发展改革委关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》， 明确电力市场形成前，抽水蓄能电站实行两部制电价，两部制电价中，容量电价主要体现 抽水蓄能电站提供备用、调频、调相和黑启动等辅助服务价值，按照弥补抽水蓄能电站固 定成本及准许收益的原则核定。其中，准许收益按无风险收益率%~3% 的风险收益率核定。

鼓励通过市场方式确定电价，容量电费纳入电网运行费用统一结算。本《通知》为推 动抽水蓄能电站电价市场化，在具备条件的地区，鼓励采用招标、市场竞价等方式确定抽 水蓄能电站项目业主、电量、容量电价、抽水电价和上网电价。同时，在实现电力市场化 前，抽水蓄能电站容量电费和抽发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。 电网企业的抽水蓄能成本疏导存在困难。为强化对电网企业的监管，2019 年 5 月， 国家发改委、国家能源局发布的《输配电定价成本监审办法》规定：“抽水蓄能电站、电 储能设施不计入输配电定价成本。”上述政策规定意味着，电网企业开发抽水蓄能无法将 建设成本计入电价当中，成本回收的通道不畅。当年底，国家发改委于 2019 年 12 月 9 日发布《省级电网输配电价定价办法》再次强调，抽水蓄能电站不得纳入可计提收益的有效资产范围。这也意味着，抽水蓄能的成本也无法通过产业链进行疏 导。

容量电价核准与成本疏导阶段

2021 年 5 月，国家发改委出台了《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，标志着抽水蓄能的容量电价机制发展进入了新的阶段，本阶段主要解决了两 个问题：

1）提出了对标行业先进水平的容量电价核定方法，以经营期定价法核定。本阶段不 同于上阶段的合理成本加准许收益的核定原则，根据《抽水蓄能容量电价核定办法》，抽 水蓄能容量电价按经营期定价法核定，基于弥补成本、合理收益原则，按照资本金内部收 益率对电站经营期内年度净现金流进行折现，以实现整个经营期现金流收支平衡为目标， 核定电站容量电价。主要参数设置为：电站经营期按 40 年核定，经营期内资本金内部收 益率按 6.5%核定，还贷期限 25 年，运行维护费率按电站费率从低到高排名前 50%的平均 水平核定。从执行上来看，电站投运后首次核定临时容量电价，在经成本调查后核定正式 容量电价，并随省级电网输配电价监管周期同步调整。

2）解决了容量电费由谁承担的问题，通过输配电价疏导容量电费。抽水蓄能容量电 费疏导和分摊问题一直是抽蓄电站定价的难点，《意见》解决了容量电费谁承担的问题。 电量电价体现抽水蓄能电站的调峰服务价值，容量电价主要体现抽水蓄能电站提供调频、 调压、系统备用和黑启动等辅助服务的价值，辅助服务是为了确保整个电网安全稳定经济 运行，提供的具有公共产品性质的服务，其相关费用理应向所有受益用户回收。容量电费 应按照受益程度以合理比例在省级电网进行分摊，然后通过各省级电网输配电价向所有用 户征收。在我国电力市场完善前，特别是容量市场、长周期辅助服务市场建立前，通过输 配电价疏导容量电费，能够体现抽水蓄能电站辅助服务的功能价值，这是当前合理的且具 有可操作性的容量电费疏导方式。

两部制电价反映抽水蓄能的多元价值。根据《中国能源报》中尤培培、李司陶的署名 文章《两部制电价反映抽水蓄能多元价值》，电量电价体现抽水蓄能 电站提供调峰服务的价值，抽水蓄能电站通过电量电价回收抽水、发电的运行成本；容量 电价体现抽水蓄能电站提供调频、调压、系统备用和黑启动等辅助服务的价值，抽水蓄能 电站通过容量电价回收抽发运行成本外的其他成本并获得合理收益。

抽水蓄能发展新阶段

2023 年 5 月，国家发改委分别出台《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》，和《国家发展改革委关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项 的通知》，本阶段解决两个问题： 一是已投运/拟投运 48 座抽蓄电站容量电价核算完成。《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》核定了在运及 2025 年底前拟投运的 48 座抽水蓄能电 站容量电价，根据同时发布的容量电价表，核定抽水蓄能容量电价在 289.73-823.34 元/ 千瓦不等，48 座已投运/拟投运抽水蓄能电站合计装机容量 5600 万千瓦，对应 每年容量电费 247.6 亿元，这意味着不考虑电量电费，容量电费可每年为 48 座抽蓄电站 带来 247.6 亿元的收益，以补偿固定建设成本，加权平均容量电价为 490.36 元/千瓦。未 来抽蓄发展的前景广阔，抽水蓄能发展长期向好，持续巩固抽水蓄能在储能领域的领先地 位。

二是开始培养用户侧为调节服务付费的理念。根据《国家发展改革委关于第三监管周 期省级电网输配电价及有关事项的通知》，抽水蓄能的价格不再包含于输配电价中，而是 进行单列，执行两部制电价的工商业用户，其用电价格由上网电价、上网环节线损费用、 输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加组成，其中，系统运行费用进行了单独列示， 其中包括了辅助服务费用、抽水蓄能容量电费等，上网环节线损费用按实际购电上网电价 和综合线损率计算。与前两监管周期输配电价核定文件相比，核心变化在于改输配电价包 含网损、抽蓄容量电价为单列，纳入了公众视野，这对于引导社会公众逐步接受“全社会 为电力系统调节能力付费”理念、探索逐步建立统一的调节电源容量补偿机制具有重要意 义。

容量电价机制对抽水蓄能增长起到促进作用。抽水蓄能装机增长长期处于稳定状态， 2018-2020 年，国内累计抽水蓄能装机量同比增速分别为 2%/1%/5%，对应新增装机量分 别为 0.6/0.3/1.5GW，2021 年国家发改委发布完善抽水蓄能价格形成机制相关政策后，国 内抽水蓄能发展获得促进，2021-2023H1 国内抽水蓄能分别新增装机 8.0/6.3/3.3GW，2021 和 2022 年实现累计装机量同比增长 25%/16%，增速明显。表明两部制电价的进一 步完善对抽水蓄能发展起到了应有的促进作用。

新政：煤电容量电价落地，助力煤电盈利能力修复

煤电容量电价政策落地，助力煤电盈利能力和电力系统可靠性提升

煤电容量电价政策于 2023 年 11 月 8 日落地，明确预期，逐步提高。2023 年 11 月 8 日，国家发改委和国家能源局印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》，2024 年 1 月 1 日开始实施。通知要点如下：

1）从成本核算上，以 330 元/ kW·年为标准固定成本，根据地区设置不同回收比例， 用于计算容量电价的煤电机组固定成本实行全国统一标准，为 330 元/ kW·年，具体到回 收比例上，2024～2025 年多数地方为 30%左右，对应 100 元/ kW·年，部分煤电功能转 型较快的地方为 50%左右，对应 165 元/ kW·年。2026 年起，将各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于 50%，云南、 四川等煤电转型较快的地区提升至不低于 70%。

2）从适用范围上，容量电价仅适用于合规在运、满足灵活调节能力要求的共用机组。 政策文件明确指出，煤电容量电价机制适用于合规在运的公用煤电机组，燃煤自备电厂、 不符合国家规划的煤电机组，以及不满足国家对于能耗、环保和灵活调节能力等要求的煤 电机组，不执行容量电价机制，具体由国家能源局另行明确。

我们测算 2025 年煤电容量电价带来机组收益约为 1000 亿元。基于上述政策，我们 对煤电容量电价带来的煤电机组盈利进行初步测算，我们假设 2025 年全国平均容量电价 水平约为 100 元/ kW·年，同时，根据国家能源局官 网转载中国社会科学院可持续发展研究中心副主任张安华的文章《煤电达峰须加强需求侧 管理》，我国现超低排放的煤电机组超过 10.5 亿千瓦，我们假设 2025 年 符合获取容量电价要求的煤电在运公用机组约为 10 亿千瓦，据此测算，2025 年煤电的全 年容量电费约为 1000 亿元，我们预计将助力煤电盈利能力提升，以此激励煤电灵活性改 造与容量保持，从而提升电力系统的可靠性。

充分汲取过往经验，容量电价的核算与疏导方式明确

抽水蓄能容量电价发展中曾着力解决“容量电价核准方式”和“如何疏导”的问题。 1）在核准方式方面，根据 2014 年国家发改委发布的《国家发展改革委关于完善抽水 蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》，抽水蓄能的容量电价按照弥补抽水蓄能电站固 定成本及准许收益的原则核定，后续又调整为经营期定价法核定，基于弥补成本、合理收 益原则，按照资本金内部收益率 6.5%，对电站经营期内年度净现金流进行折现，国家发 展改革委 2023 年发布的《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》 才确定在运及 2025 年年底前拟投运的 48 座抽水蓄能电站容量电价，合计容量 5600 万千 瓦，容量电价在 289.73-823.34 元/千瓦不等。 2）在电价疏导方面，2019 年 5 月，国家发改委、国家能源局发布的《输配电定价成 本监审办法》规定“抽水蓄能电站、电储能设施不计入输配电定价成本。” 2019 年 12 月 9 日国家发改委发布《省级电网输配电价定价办法》强调，抽水蓄能电 站不得纳入可计提收益的有效资产范围，表明抽水蓄能成本无法通过输配电价和产业链进 行疏导，直至 2021 年 5 月，国家发改委出台了《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制 的意见》，解决了容量电费由谁承担的问题，容量电费照受益程度以合理比例在省级电网 进行分摊，通过各省级电网输配电价向用户征收。我们认为在我国电力市场完善前，通过 输配电价疏导容量电费，能体现其功能价值，是当前合理且具有可操作性的疏导方式。 煤电容量电价的容量电价核算与疏导方式明确。1）容量电价核算方面，国家发改委、 国家能源局印发的《关于建立煤电容量电价机制的通知》明确全国标准统一为每年每千瓦 330 元，仅分省分时点调整回收比例，核算方式明确。2）疏导方式方面，各地煤电容量 电费纳入系统运行费用，每月由工商业用户按当月用电量比例分摊，疏导方式明确。

边界性强，上防用电成本大幅提升，下防机组“拿钱不出力”

用电成本方面，容量电价没有造成终端用户成本大幅提升。据我们上文测算，2025 年国内煤电机组容量电价带来的容量电费约为 1000 亿元/年，相当于终端工商业用户总体 生产用电成本增加1000亿元，参考国家统计局发布的2022年全国规模以上工业企业数据， 2022 年我国规模以上工业企业实现营收 1379098.4 亿元，同时营业成本为 1168426.4 亿 元。据此测算，2025 年容量电价导致的额外用电成本 1000 亿元，约占 2022 年国内规模 以上工业企业成本的 0.085%，占比相对较小。考虑到我国规上工业企业规模仍持续增长，我们预计即使后续容量电价回收比例由 30%调增至 50%，也不会造成终端用电成本大幅 增长，在确保煤电机组合理营收的情况下，减少用电成本的大幅提升。 监管考核方面，严格要求出力指标。在运情况下，煤电机组无法按照调度指令提供申报最大出力的，月内发生两次扣减当月容量电费 10%， 三次扣减 50%，四次及以上扣减 100%。以此预防煤电机组在获得容量电价“低保”的情 况下“拿钱不出力”，防止资源浪费。对自然年内月容量电费全部扣减累计发生三次的煤 电机组，取消其获取容量电费的资格。

展望：容量电价机制渐近，新型储能盈利有望向好

新型储能高速增长，低利用率是隐忧

新型储能装机加速，占比接近 30%。国内近年来新型储能装机增速明显，据 CNESA 数据， 2016 年国内新型储能装机量累计仅有 0.28GW，占总储能装机容量的 1.2%，2018 年新型储能装机量突破 1GW 以 来 ， 分 别 在 2020-2023H1 实 现 累 计 装 机 量 3.28/5.73/12.7/20.7GW，截至 2023 年 6 月底，国内装机容量占比接近 30%，增速明显。

新型电化学储能高增速下，利用率低下是隐忧。中电联在 2022 年发布的《新能源配 储能运行情况调研报告》显示，电化学储能项目平均等效利用系数为 12.2％，新能源配储 为 6.1％，火电厂配储能为 15.3％，电网储能为 14.8％，用户储能为 28.3％。为方便对比，我们测算了基准情形下的新型储能等效利用率，算法参考国标 GB/T36549-2018《电化学 储能电站运行指标及评价》，储能单元的等效利用系数 EAF=(EC+ED)/(P*PH)，其中 EC 和 ED 为充电和放电量，P 为额定功率，PH 为评价期内统计小时数，我 们以 100MW/200MWh 的电化学储能为例，假设充放电深度 95%，则每天一充一放对应 的等效利用效率为 15.8%，两充两放对应效率为 31.7%，以此基准情形作为对比，可见新 型电化学储能利用效率仍处于较低水平。

新型储能利用率低下的核心原因是盈利水平有限，健全价格机制对提升新型储能盈利 能力和利用率至关重要。2023 年 3 月 2 日湖北发改委转载全国能源信息平台网的文章《利 用率仅 6.1%！多省储能电站为何“建而不用”？》指出，盈利水平有限，储能电站主动 不参与电力市场交易是计划停运的主要原因之一，这也导致了储能利用率低下，文章同时 指出，电力市场价格机制的健全，保证已投储能的盈利水平，是提升储能利用率的首要措 施。

新型储能正在逐步融入电力市场

电力市场改革，新型储能需要逐步融入。据《“5 号文”到“9 号文” 回顾电力体制 改革 20 年》，如果将 1997 年国家电力公司成立视作中国电力市场化 的开端，中国电力市场改革至今已走过 26 年，2002 年发布的《电力体制改革方案》为市场化改革迈出关键一步。在持续的电力市场改革过程中，随着新能源发电量持 续增加，电力系统逐步发生了深刻变革，新型储能在此过程中以维护电力系统稳定的角色 加入了新型电力系统，与电力市场改革共同前进，需要逐步将新型储能融入新型电力市场。 国内新型储能装机快速增长：随着新能源发电装机量逐步提升，储能装机量随之快速 提升，根据 CNESA 数据，我国新型储能累计装机容量在 2018 年突破 1GW，逐步呈现出 规模效应，随后的 2019-2022 年，国内新型储能新增装机量分别为 0.6/1.6/2.5/7.0GW， 截至 2023 年 6 月底，国内累计新型储能装机容量超过 20GW。新型储能装机快速增长， 其在新型电力市场中的定位也逐步发生变化。

宁德时代董事长曾毓群倡议建立新型储能容量电价政策：据《中国能源报》2022 年 4 月 4 日报道，2022 年全国两会上，曾毓群表示，当前，以电化学储能为主的新型储能技 术具备毫秒级快速响应和双向调节的优势，不受地理条件限制且建设周期短，可提高电网 事故快速恢复能力、减少负荷损失，且在电力系统的源、网、荷侧都可根据需求灵活部署。 “容量电价是提升储能电站综合效益的重要措施和手段。应破除制约市场竞争的各类障碍 和隐性壁垒，参照抽水蓄能建立适应新型储能特点的容量电价政策。” 新型储能参与电力市场：2022 年 5 月 24 日国家发改委办公厅和能源局综合司共同发 布《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》，明 确鼓励新型储能参与电力市场，具体包括：1）独立储能参与市场，具备技术条件的，具 有法人资格的新型储能项目，可转为独立储能；2）配储转为独立储能参与市场，以配建 形式存在的新型储能项目，通过技术改造可选择转为独立储能项目；3）配储与新能源场 站联合参与市场，鼓励以配建形式存在的新型储能项目与新能源场站联合参与市场。本项 《通知》同时提出研究建立电网侧独立储能电站容量电价机制。

山东系列举措引导独立储能参与现货市场并给予容量补偿：2022 年山东省发改委和 山东省电力公司、山东电力交易中心连续发文，3 月印发的《山东省发展和改革委员会关 于电力现货市场容量补偿电价有关事项的通知》首次提出发电机组容量补偿费用电价标准 为 0.0991 元/千瓦时，8 月印发的《关于促进我省新型储能示范项目健康发展的若干措施》， 将独立储能划入容量补偿范围，按照标准电价的 2倍执行，11 月印发的《关于发布 2023 年容量补偿分时峰谷系数及执行时段的公告》进一步明确了不同时段的容量电价收取情况。 为独立储能参与现货市场打开了通道，为其运营起到了一定的盈利托底作用。 全国首个新型储能容量市场交易试点在湖南启动：2023 年 3 月 1 日，2022 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，会上同时发布了全国首个新型储能容 量市场交易试点方案，为储能容量交易创造交易环境，并启动了交易试点，据湖南日报报 道，全省 10 家储能企业参与交易，首批交易容量 63 万千瓦，报道中预计全年将疏导储能 成本 2 亿元，我们根据“容量电价=疏导成本/交易容量”进行测算，湖南容量市场试点产 生的容量电价约为 317 元/kW·年。

新疆试水独立储能容量电价补偿：2023 年 5 月 16 日，新疆自治区发改委发布《自治 区发展改革委关于建立健全支持新型储能健康有序发展配套政策的通知》，首次提出试行 独立储能容量电价补偿，2025 年底前，补偿标准按放电量计算，2023 年暂定 0.2 元/千瓦 时，2024 年起逐年递减 20%，补偿所需资金暂由全体工商业用户共同分摊，电网企业按 月根据补偿资金规模和工商业用电量测算分摊标准。 国家发改委和能源局发布规则，指导电力现货市场建设，提倡保障容量充裕度：2023 年 9 月 7 日，国家发展改革委和国家能源局印发《电力现货市场基本规则》，这是我国首个从国家层面正式发布、用于指导电力现货市场建设和规范市场规 则的文件。从建设目标来看，《规则》明确了形成体现时空特性、反映市场供需变化的电 能量价格信号，发挥市场在电力资源配置中的决定性作用；从储能相关表述来看，《规则》 同时指出，推动新能源参与电力市场，设计适应新能源特性的市场机制，推动分布式发电、负荷聚合商、储能和虚拟电厂等新型经营主体参与交易；从容量补偿机制相关要求来看， 提倡探索建立市场化的容量补偿机制，做好与现货市场衔接，保障容量的充裕度，具备条 件时，可探索建立容量市场。

国家发改委和能源局发布通知，探索储能等新型主体参与电力市场：2023 年 10 月 12 日国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司发布《关于进一步加快电力现货市场建设 工作的通知》，提出鼓励新型主体参与电力市场，通过市场化方式形成分 时价格信号，推动储能、虚拟电厂、负荷聚合商等新型主体在削峰填谷、优化电能质量等 方面发挥积极作用，探索“新能源+储能”等新方式。同时，文件指出有序扩大现货市场 建设范围，针对福建、浙江、四川、辽宁、江苏、安徽、河南、湖北、河北南网、江西、 陕西等地和其他全国地区明确了长周期结算试运行的时间节点，基于该《通知》要求，我 们预计 2023 年底前将有一批省份开展长周期结算试运行，并分别建设区域电力市场、持 续优化省间交易机制。

山东发文进一步支持新型储能健康有序发展：2023 年 11 月 13 日，山东省能源局等 三部门联合发文《支持新型储能健康有序发展若干政策措施》，1）电源侧，支持火电配建 新型储能与所属电源联合参与电力市场、逐步提高新能源上网电量参与电力市场交易比例 以提升新能源配建储能利用率和场站综合收益水平、鼓励新能源场站与配建储能全电量参 与电力市场交易；2）电网侧，作为独立市场主体参与市场交 易，执行基于市场化模式下的“电量电价+容量电价”两部制上网电价机制，3）用户侧， 多措并举，通过将“抽水蓄能容量电费”“上网环节线损费用”纳入分时电价政策执行范 围、扩大电力市场用户零售套餐约束比例、免除新型储能深谷时段市场分摊费用等方式， 提高新型储能经济性。

新型储能成本端经济性凸显，有望为容量电价的实施扫除障碍

新型储能容量电价受制于建设成本因素未大范围推行。抽水蓄能已实行容量电价机制， 但新型储能仍然仅山东、新疆等少量地区试行容量电价补偿机制，核心原因是建设成本。 据中国能源报 2022 年 4 月 4 日报道《新型储能何时实行容量电价受关注》分析，一方面 原因是规模，抽水蓄能是最成熟的储能技术，和新型电化学储能存在规模差异；另一方面 核心原因是建设成本，抽水蓄能使用期限长达百年，综合造价成本低于新型电化学储能， 容量电价虽由电网企业支付，但是已经独立于省级电网输配电价单独列示，本质是由用户 侧买单，新型储能相对成本较高，如按同等收益条件计算，其单体成本和系统公平性将面 临挑战。据我们整理测算，抽水蓄能的等效单位建设成本为 8375 元/kW，低于其他新型储 能，这也意味着针对抽水蓄能实行容量电价能够在确保自身收益的前提下减少对用户端的 成本传输，接受度相对更高。其他新型储能技术成本仍有待进一步降低。

锂价下行趋势下，电池成本大幅降低。2023 年以来，锂价持续下行，主要体现在核心原材料碳酸锂和六氟磷酸锂，根据 Wind 数据，碳酸锂价格从 2022 年 11 月的超过 56 万元/吨，降至 2023 年 11 月 8 日不足 16 万元/吨，降幅 72.4%，六氟磷酸锂从 2022 年 10 月的超过 30 万元/吨，降至 2023 年 11 月 8 日的不足 9 万元/吨，降幅超过 2/3。锂价 下行降低了正极材料和电解液的成本，从而对电池整体成本产生影响，考虑到国内锂电装 机以磷酸铁锂为主，我们以磷酸铁锂电池为例，对 2019 年以来的电池成本进行了测算。

磷酸铁锂电池材料主要由正极材料、负极材料、隔膜、电解液、集流体等构成，原材 料单耗和价格取值见下表，其中碳酸锂与六氟磷酸锂的价格按照国产现货的整年均价计算， 2023 年的原材料价格以 2023 年 11 月 8 日为基准，据 Wind 数据，碳酸锂均价 15.65 万 元/吨，六氟磷酸锂为 8.95 万元/吨。

以 2023 年 10 月 25 日原材料价格计算，磷酸铁锂电芯相比于 2022 年均价下降 35%。 我们测算 2019-2023 年磷酸铁锂电芯测算成本分别为 499/482/597/843/539 元/kWh，其 中 2023 年相比 2022 年降低了 36%。

2023 年以来新型电化学储能系统及 EPC 价格持续降低。据高工锂电数据， 电芯成本占储能系统成本的 55%，占比较高，随着电芯成本下降，储能系统成本有望同步 实现下降。根据储能与电力市场微信公众号和北极星储能网追踪的储能系统和 EPC 招标 价格数据来看，以 2 小时储能系统为例，投标报价自 2023 年 1 月开始下降趋势明显。2 小时储能系统价格从 2022 年 12 月的 1.63 元/Wh 降低至 2023 年 10 月的 0.94 元/Wh，总 体降幅达到 42%，相应的 EPC 价格从 1.87 元/Wh 降低至 1.61 元/Wh，降幅达到 14%， 总体降本明显。

我们测算现行新型储能容量电价约为 238-400 元/kW·年

目前新疆和山东现行的新型储能容量电价补偿机制，均以电量 kWh 为单位，与煤电、 气电、抽水蓄能的 kW·年为单位有所不同，为了更加直观和统一，我们通过设定新型储能 的特定利用率，将现行的新型储能容量电价从“元/kWh”向“元/kW·年”进行换算。 根据部分地区现有政策，我们测算新型储能容量电价为 238-400 元/kW·年。由于新 疆、山东、湖南等各地容量电价实施政策不同，对应容量电价的实施标准与金额、单位均 有不同，为了进行对标，以及后续的盈利分析，我们针对目前已经试水储能容量电价的省份地区，通过一定的假设测算获得各地的容量电价水平。

模式一：山东、新疆采用容量补偿机制。山东试行容量电价标准为 0.0991 元/kWh， 新型储能按照 2 倍执行，对应 0.1982 元/kWh，新疆储能容量电价按照放电量计算，2023 年执行电价为 0.2 元/kWh，2024 年起逐年递减 20%直至 2025 年，我们以 0.2 元/kWh 测 算。在此基础上，我们假设储能设备每天两充两放，单次放电时长 2 小时，以及每年两充 两放天数为 300 天，据此测算得到山东和新疆的新型储能容量电价分别为 238/240 元 /kW·年。

模式二：湖南以试点容量市场的方式进行成本回收。据湖南省工信厅转载湖南日报关 于《全国首个新型储能容量市场交易试点启动》的报道，2023 年 3 月，首批交易容量 63 万千瓦，报道预计全年疏导储能建设运行成本 2 亿元，以及三一新 能源投资有限公司相关负责人介绍，该企业投入储能容量 10 万千瓦，预计通过容量交易， 全年有效疏导储能建设运营成本约 4000 万元，我们依据 容量电价=疏导成本/交易规模 进 行测算，湖南容量市场形成的容量电价约为 317/400 元/kW·年。

储能容量电价有待进一步推广。目前国内已经对独立储能实行容量电价补偿机制的新 疆和山东，是对独立储能按照放电量进行容量补偿，根据新疆自治区发改委 2023 年 5 月 16 日印发的《关于建立健全支持新型储能健康有序发展配套政策的通知》新疆 2023 年暂 定容量补偿电价为 0.2 元/千瓦时，根据山东省发改委 2022 年 3 月 29 日印发的《关于电 力现货市场容量补偿电价有关事项的通知》，山东新型储能容量补偿电价为 0.1982 元/千 瓦时，尚未针对发电容量设置对应的容量电价。因此，从容量补偿方式来看，有望向抽水 蓄能对标，从以放电量为补偿单元转向以发电容量为补偿单元，从应用范围来看，将有望 从山东、新疆、湖南等个别省市自治区拓展至全国范围。

新型储能容量电价核算

我们尝试对新型储能容量电价进行核算，首先考虑其核算方式、新型储能盈利模式、 以及目标资本金内部收益率：

1）从核算方式的选择来看，我们选取经营期定价法。目前国内各省均未出台明确的 新型储能容量电价核算标准，考虑到煤电、气电和现行部分地区新型储能容量电价均为直 接统一给定，不涉及具体核定过程，因此我们将选择参考 抽水蓄能的经营期定价法进行初步核算，并借鉴其核定过程中的部分参数，具体参考文件 为国家发改委发布的《抽水蓄能容量电价核定办法》；

2）从新型储能盈利模式选择来看，我们选取基础的峰谷电价差收益模式。1）新能源 配储，主要依靠减少弃风弃光和电价差套利实现盈利，根据山东省能源局官网的《支持新 型储能健康有序发展若干政策措施》政策解读，新能源配储利用率低下，市场参与率较低； 2）电网侧储能，通过辅助服务、容量租赁等方式获取收益，根据山东省能源局官网的《支 持新型储能健康有序发展若干政策措施》政策解读，目前电网侧储能盈利模式较为单一； 3）用户侧储能，核心盈利方式是通过峰谷价差套利。综合以上情况来看，新型储能的盈 利模式不一，其本质是通过输入低成本电能放出高价值电能赚取收益，因此我们选取电价 差收益作为核算的收益模式，为便于测算，我们选取峰谷电价差作为测算用收益模式。

3）目标资本金内部收益率来看，我们初步选取为 5%。在资本金内部收益率 选取上，我们参考抽水蓄能，根据《抽水蓄能容量电价核定办法》，抽水蓄能的 IRR 核定 值为 6.5%，对于抽水蓄能来说，容量电价是其回收建设成本的核心措施，但是对于新型 储能，除电价差套利外，还能够通过进入市场交易、参与辅助服务等方式获取收益，因此在我们给定的电价差套利收益机制条件下，不宜制定高 于抽水蓄能 6.5%的 IRR，因此我们选取资本金内部收益率为 5%进行初步测算。

综上，我们以经营期定价法、采用峰谷价差收益模式，以 5%资本金内部收益率为目 标，测算新型储能容量电价约为 100 元/kW·年。由于新型储能目前尚未给出明确的核算 准则，我们借鉴抽水蓄能的核定方法，按经营期定价法核定，基于弥补成本、合理收益原 则，按资本金内部收益率对电站经营期内年度净现金流折现，以实现整个经营期现金流收 支平衡为目标，核定容量电价。我们的核心假设如下：成本方面，锂电储能单位建设成本 2000 元/ kWh，系统功率为 10MW，年均运维成本为 0.5%，运营方面，我们参考中电联 在 2022 年发布的《新能源配储能运行情况调研报告》显示，电化学储能项目平均等效利 用系数为 12.2%，对应全年 8760 小时，全年运行小时数为 1069 小时，对应单次循环 4 小时，则年均循环次数为 267.18 次，财务方面，我们参考《抽水蓄能容量电价核定办法》， 贷款比例 80%，贷款利率按照现行 5 年期以上 LPR 利率 4.20%，贷款期限我们假设为 10 年。 经我们模拟测算，容量电价为 0 时，因新型储能利用率水平处于较低水平，其资本金 内部收益水平为负，当容量电价增长至 50 元/kW·年时，IRR 回正，表明容量电 价起到了盈利托底作用，容量电价增长至 100 元/kW·年时，IRR 增长至 5%，达到我们 预设的核算目标。

我们核算的容量电价水平 100 元/kW·年，与前文测算山东、新疆、湖南等地新型储 能容量电价 238-400 元/kW·年有一定差别，主要系储能利用率设定不同。我们是在参考 中电联 2022 年发布的《新能源配储能运行情况调研报告》中电化学储能项目平均等效利 用系数为 12.2%条件下测算的，而前文是按照每天 2 充 2 放 300 天的较高利用率条件下进 行测算的。这也表明，新型储能的利用率仍有大幅提升空间。 因此我们认为，新型储能容量电价对于利用率较低的新型储能具有一定盈利托底作用， 能够鼓励刺激新型储能装机投资，随着机制逐步完善，新型储能利用率持续提升，逐步进 入电力市场交易，其盈利能力将不断增强，对新型电力系统做出更积极的贡献。

新型储能容量电价推广有望带来超百亿元容量补偿空间

目前已试点储能容量总体占比较低，仍需扩大推广范围。目前国内仅有新疆、山东、 湖南针对新型储能实施了相应的容量成本回收机制，其中新疆和山东是容量补偿机制，湖 南试点了容量市场，但其总体规模仍然不大。根据CNESA《2023年储能产业研究白皮书》， 截至 2022 年年底，新疆和山东储能装机容量分别为 0.71/1.42GW，根据储能之音微信公 众号 2023 年 4 月 4 日报道，预计湖南 2023 年交易容量为 1GW，据此我们判断 2023 年 能够受益于容量电价的储能容量约为 3.12GW，根据 CNESA 数据，截至 2023 年上半年， 国内总体新型储能装机容量为 20.7GW，因此实际上受益于容量电价的新型储能占比仍然 较低，容量电价机制仍需逐步扩大推广范围。

预期新型储能装机高增，我们测算未来 5 年容量电费有望超百亿元。据 CNESA 预测， 保守情况下，我国 2023-2027 年新型储能累计装机容量为 23/38/56/76/97GW，对应 CAGR 为 42.5%，理想情况下，2023-2027 年新型储能累计装机容量为 31/54/80/108/138GW， 对应 CAGR 为 45.0%，装机空间广阔。我们以保守情景和理想情景下的中枢水平作为中性假设，对应 2023-2027 年装机容量为 27/46/68/92/118GW。据我们初步假设与测算，2023 年享受容量电价的新型储能容量占比约为 15%，我们预计随着政策逐步向各省推广， 2024-2027 年 容量电价机制在新型储能中的渗透率 为 20%/30%/40%/50%，对应 2023-2027 年受益容量为 4/9/20/37/59GW，平均容量电价假设来看，我们根据现行山东、 新疆测算容量电价为 238-400 元/kW·年，考虑我们基于经营期定价法以 5%的 IRR 测算 容量电价为 100 元/kW·年，我们暂取中间值 200 元/kW·年进行未来新型储能容量电费 空间测算，对应 2023-2027 年的新型储能容量电费为 8 亿/19 亿/41 亿/74 亿/118 亿元，对 新型储能的盈利起到托底作用，持续促进新型储能快速发展。