储能行业专题研究：容量电价渐行渐近，新型储能有望盈利向好

（报告出品方：中信证券）

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（风电、 光伏、水电、生物质）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=（预计本区域生产且消纳年非水电可再生能源电 量+预计年净输入非水电可再生能源电量）÷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 （如极端天气）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（ERCOT） 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（其中，燃 煤、燃气机组需提交燃料供应合同），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（PJM INT.，L.L.C.）、NYISO（New York Independent System Operator）、ISO-NE （ISO New England）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（2×39 河南万千瓦）、郑州燃机（2×39 万千瓦）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（含税，下同），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（需）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（需）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（除执行居民生活和农业生产用电价格以外的用电）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

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