政策背景与意义 - 两部门发布《通知》，为煤电、气电、抽水蓄能、新型储能等重要调节电源构建了稳定的收益补偿渠道，保障其生存与发展 [1] - 该政策是继电力辅助服务市场、电力现货市场之后，国家在电力市场建设方面推出的又一关键政策，将为国家能源安全保障、“双碳”目标落地及能源强国建设奠定坚实基础 [1] - 《通知》创新提出可靠容量补偿机制，补齐了全国统一电力市场建设的关键一环 [2] 容量电价机制演进 - 我国发电侧容量电价发展可分为三个阶段：第一阶段是政府定价（如633号文和1501号文），第二阶段是容量补偿阶段（即新政策提出的可靠容量补偿机制），第三阶段是未来的容量市场 [2] - 在第二阶段，煤电、气电、抽水蓄能按照现行容量电价政策进行优化调整，新型储能首次建立全国统一的容量电价补偿标准 [2] - 新型储能统一按照顶高峰能力给予容量补偿 [2] 新型储能政策影响 - 新型储能政策地位显著提升，成为容量机制完善的最大受益主体 [3] - 政策在国家层面首次明确，服务电力系统安全运行、未参与配储的电网侧独立新型储能，可给予容量电价支持 [3] - 新型储能容量电价以当地煤电容量电价为基础，根据其顶峰支撑能力按比例折算，折算比例与连续放电小时数和系统最长净负荷高峰持续时段直接挂钩 [4] - 2021年全国新型储能装机仅400万千瓦，到2025年12月达到1.4亿千瓦 [3] - 目前，10万千瓦/4小时新型储能电站单位千瓦投资约为2800元 [4] - 以甘肃为例，在容量电价政策支持下，4小时充电时长的储能可获取每年每千瓦165元的固定容量电费 [4] 抽水蓄能政策安排 - 政策为抽水蓄能提供明确过渡安排，稳定长期盈利能力预期 [5] - 对633号文出台前已取得关键批复并开工建设的项目，继续执行政府定价机制 [5] - 对633号文出台后新开工项目，由省级价格主管部门按照3~5年平均成本原则制定统一的容量电价 [5] - 政策明确抽水蓄能可自主参与电能量和辅助服务市场，市场收益按比例由电站分享，其余部分冲减系统运行费用、由用户分享 [5] - 新型储能需要的容量电价仅为抽水蓄能的三分之一左右 [6] - 633号文核准的抽水蓄能容量电价需求多在每年每千瓦600元左右 [7] - 预估633号文之后开工的新建抽蓄能够实际获得的容量电价完全可以达到每年每千瓦600元以上 [7] 煤电与气电政策调整 - 对于煤电，在1501号文基础上，要求各地提升煤电容量电价回收固定成本比例至超过50% [3] - 对于气电，则完全放权给省级能源和价格主管部门来确定容量电价 [3] 配套政策完善 - 政策在国家层面统一规范储能充放电相关费用：储能在充电时按单一制用户缴纳输配电价、线损和系统运行费；在放电环节按放电量退还输配电费 [7] - 充放电价格按现货市场实时价格执行，现货价差大的北方省份独立储能充放电套利空间更大 [7] - 针对跨省、跨区共用抽水蓄能项目容量电费分摊问题，政策明确区域共用抽蓄的容量费用按照容量分配比例进行分摊 [8] - 政策在制度设计上进一步强化省级政府的统筹责任，省级政府拥有项目核准权和容量电价制定权，但也需承受项目容量电价分摊带来的工商业用户上涨压力 [8]