水電、煤電容量電價的核定，標志著水電、煤電將從發電主力轉變為輔助服務主力！保障在高可再生能源滲透率情況下，電網的可靠性。因此，風電、光伏等新能源在電網中的滲透率可以大幅提高。同時，風、光也將面臨電價下降的情況。然而，在目前的組件價格下，不考慮系統成本，光伏的度電成本已經降至0.2元/kWh以內！5月15日，國家發展改革委發布《關于抽水蓄能電站容量電價及有關事項的通知》，核定在運及2025年底前擬投運的48座抽水蓄能電站容量電價；

11月8日，國家發展改革委發布《關于建立煤電容量電價機制的通知》，核定各省2024~2025年合規在運的公用煤電機組容量電價。這一機制的建立，對各方電價將有哪些影響呢？

容量電價對于新能源電價的影響

1、煤電基準價將下降

未來，火電、水電都將執行兩部制電價，即基本的容量電價和電量電價。

由于30%~50%的運營成本已經能被覆蓋，2026年是50%以上，所以即使在低年利用小時數下，也能保障基本收入。因此，電量電費將下行。

另一方面，在火電增電力不增電量的情況下，電煤需求會逐漸下降而帶來價格走低；在“煤電連動”的情形下，火電的電量電價也會逐漸下行。

由于存量的大部分新能源項目“保量保價”部分錨定的是煤電基準價，因此，“保量保價”部分的電價有下行的趨勢。

2、市場化交易電價將下行

同樣，未來風電、光伏的電價也將分為兩部分，即電量價格、環境價格（綠證）。

由于風、光邊際成本低，尤其是光伏，出力集中度高。因此，風、光進市場之后，由于風、光的電能量價格下降，會拉低整體電力市場的交易價格。

3、工商業用戶電價預期變化不大

工商業用戶的電價有增有減。增的部分為“容量電價分攤”，減的部分為交易電價。

截止9月底，全國全部的火電機組為13.7億千瓦，這里面只有一部分可以獲得容量電價，即使全部的機組按照最高標準165元/kW考慮，即一年的容量費用不超過2265億元。

2022年，我國全部用電量為8.637萬億度，其中工商業用電的總量為7.186萬億度，占比83%。如果來共同分攤剛2265億元容量電費，約0.03元/kWh。

如果風、光參與市場化交易，將社會的平均電能量價格拉低到0.3元/kWh左右，加上容量分攤， 與當前煤電平均基準價是0.363元/kWh相比變化不大。

因此，工商業用戶的用電價格預期變化不大。

綜合來看，容量電價機制的建立，是通過市場的手段，逐漸發現、疏導新能源比例不斷提高造成的電網系統成本，讓為電網平衡做貢獻的煤電享受容量成本，讓提高電網綠色程度的新能源享受環境溢價。

由于大量的水電、火電成為備用電源，增加了全社會的靈活性資源，打開新能源在電網中滲透率的上限天花板，為實現雙碳目標下，可再生能源的裝機中期實現70%、遠期實現90%的高比例奠定基礎。

新能源發展的三個階段性天花板

新能源市場的整體發展分成三個階段

第一階段：國家給予電價補貼階段

這一階段，補貼的總額是裝機規模的天花板。

第二階段：平價上網階段

大部分項目是2020年結束，進入第二階段，戶用項目補貼到2021年。

這一階段，電網的接入、消納能力是新能源裝機規模的天花板。

靈活性資源的增加，可以極大的提高電網中光伏的滲透率，突破消納瓶頸，進入下一個發展階段。

截止到9月底，風、光在電力裝機中的占比已經達到33%；青海甚至達到65%，甘肅、河北也超過55%，如果不大幅提高靈活性資源，將接近滲透率提高的天花板，新能源項目的利用率將明顯下降。

承擔系統成本階段（二次去補貼階段）

風電、光伏的出力隨機性，需要靈活性資源提供輔助服務，來幫助電網實現“電源-負荷”的平衡，產生平衡成本。當風光占比很少的時候，這個成本很低，甚至電網的冗余就可以完全覆蓋住。但現在風光占比很高，平衡成本就會大幅高，就需要找到疏導的出口。這就要依靠電力交易市場的完善，對各方利益再分配。

因此，這一階段要建立起保障新能源發展的電力交易市場，通過完善調峰、調頻及輔助服務機制，實現用能市場的手段發現新能源的系統成本。資源有很多，電化學儲能是最快的一種，但其成本也比較昂貴，充放電成本約0.3元/度。除此之外，水電、火電、燃氣輪機、光熱發電、甚至氫儲能，都是靈活性資源，只不過他們的成本各不相同，響應速度和調節能力也各不相同。

現在正在建設的新能源項目，基本以配置電化學儲能為主；

新疆、青海、甘肅一些省份在做“新能源+光熱”示范項目；歐洲則以燃氣機組為主。

從我國的實際情況出發，在一定程度上，火電是最便宜，適用范圍最廣的靈活性資源，電化學儲能只適用于小范圍、短時平衡。

例如，中國1年的用電量為9.36萬億度，平均一天就超過250億度，但截至9月底，我國新型儲能項目累計裝機25.3GW/53.4GWh，100GWh才是1億度電，也就是已建成儲能只能提供一天用電量的大約1/500。在新能源占比很高的情況下，遇到極端天氣，需要平衡多天的需求時，難度更大。

這種算法雖然不夠嚴謹，但可以看出，在高比例可再生能源下，很難主要靠電化學儲能為電網提供平衡服務的主體，還是要主要依靠火電。

未來光伏項目電價的走勢

1、組件價格快速下降，帶動系統成本下降今年以來，光伏組件價格快速下降，去年11月還是1.95~2元/W，現在已經跌到1元/W以內！

圖：2022年至今，光伏組件價格走勢（元/W）

在電價不變的情況下，總成本下降1毛錢，收益能夠提高約0.35個百分點，9毛以上的成本下降，收益能提高3個百分點！

許多2021年、2022年獲得指標、今年建設的項目，收益率預期立即大幅提高，投資者積極性提高，這也是2023年光伏新增總規模能沖到190GW以上重要原因。

然而，這個僅是針對已經獲得指標的短期項目而言，長期來看，如果電價不變，組件下降的收益一定會流入非技術成本上。

2、非技術成本快速上升1）市場開發費用提高

項目理論收益的提高，導致市場競爭異常激烈！投資商為獲得項目，不得不支付更高的市場開發費用、接受更加苛刻的條件。據某企業介紹，由于光伏組件降價，戶用光伏項目的開發費已經從年初的0.6~0.7元/W增長到1~1.5元/W。2）地方政府訴求增加

除市場開發費之外，各地政府在分布式光伏項目招標時也會提出投資配套、繳納鄉村振興資金等、電費收益分成等各類要求。例如，某地200MW分布式光伏招標，要求中標企業引入3億元產業項目、縣政府參與項目（包括“碳減排”交易等）各項收益。

近期湖南衡陽的分布式光伏項目招標中，給政府的特許經營費，甚至比項目投資還要高！

最終結果是，由于這些非技術成本的提高，光伏系統成本的下降，并未帶來項目總承包的項目；光伏行業的技術進步成果，大部分流入非技術成本。這對行業的健康發展非常不利。

雖然能源局之前出臺一系列管制措施，嚴謹配套產能，但市場供需的不平衡，肯定會導致這些成本走向暗處，形成龐大的“暗成本”

3）配儲成為平衡資源的杠桿目前，全國各省的地面光伏電站幾乎都需要配置電化學儲能，且儲能配比也日益增長。從最初的10%、2小時，到目前有要求50%、2小時，配儲帶來的成本壓力日益增加，也吞噬掉大部分組件價格下降帶來的收益。

儲能在一定程度上，也變成平衡項目資源供需的一個杠桿。

如果不通過增加非技術成本、提高儲能成本這些措施提高門檻，有限的電網資源是無法分配的。

4）光伏項目的怪圈組件成本下降→LCOE下降，理論收益提高→非技術成本、配置電化學儲能成本增加→實際總成本基本不變→實際LCOE、項目收益基本不變。即：技術進步成果流入非技術成本。

3、光伏項目進市場面臨的電價下降壓力

 1）已經有一半新能源電量進市場2030年光伏項目必然要全面進市場，面臨未來綜合電價下降的風險。2022年，全國約40%的電量進市場，2023年前三季度，約47%的新能源電量進市場。2024年，新能源電量進市場比例肯定超過50%，就是以市場化交易為主。

不久前，山東也開始對分布式光伏項目執行分時電價，相當于進市場。此時，如果光伏做項目收益測算，仍以煤電基準價為基礎，理論收益率很高，因此就愿意承擔很高的非技術成本。

一旦未來進入電力市場，就面臨一個兩頭吃虧的情況：既支付了高額的非技術成本，讓LCOE很高，未來又只能實得很低的實得電價，收益低于預期。

在今年光伏組件價格大幅下降的基礎上，讓光伏項目快速進入電力市場，是個特別好的契機。

2）不考慮非技術成本，光伏項目的度電成本已經很低在1.2元/W以下的組件價格下，如果不考慮非技術成本，光伏項目投資可以控制在2.5元/W，按照一般資源條件下1300小時利用小數，不考慮融資成本，20年的LCOE僅0.1元/kWh；即使考慮融資成本，也不高于0.2元/kWh。

從目前已經開現貨的交易試點來看，即山東、山西、甘肅、蒙西，現貨平均價格是0.2~0.3元/度，這是可以保障光伏項目獲得合理收益的。

因此，光伏項目進市場，實際上是光伏項目二次去補貼的過程，相對于之前的去電價補貼，這次是去電網平衡成本補貼。