儲能行業(yè)專題研究：容量電價漸行漸近新型儲能有望盈利向好

儲能行業(yè)專題研究：容量電價漸行漸近，新型儲能有望盈利向好意義：容量電價是維護新型電力系統(tǒng)可靠的重要措施什么是容量電價：本質上是用于回收發(fā)電機組的固定成本從用戶側來看，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?，F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（PJMINT.，L.L.C.）、NYISO（NewYorkIndependentSystemOperator）、ISO-NE（ISONewEngland）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