水電、煤電容量電價的核定，標(biāo)志著水電、煤電將從發(fā)電主力轉(zhuǎn)變?yōu)檩o助服務(wù)主力！保障在高可再生能源滲透率情況下，電網(wǎng)的可靠性。因此，風(fēng)電、光伏等新能源在電網(wǎng)中的滲透率可以大幅提高。同時，風(fēng)、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(tǒng)成本，光伏的度電成本已經(jīng)降至0.2元/kWh以內(nèi)！5月15日，國家發(fā)展改革委發(fā)布《關(guān)于抽水蓄能電站容量電價及有關(guān)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(fā)展改革委發(fā)布《關(guān)于建立煤電容量電價機(jī)制的通知》，核定各省2024~2025年合規(guī)在運的公用煤電機(jī)組容量電價。這一機(jī)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(zhǔn)價將下降

未來，火電、水電都將執(zhí)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(jīng)能被覆蓋，2026年是50%以上，所以即使在低年利用小時數(shù)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(zhǔn)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(fēng)電、光伏的電價也將分為兩部分，即電量價格、環(huán)境價格（綠證）。

由于風(fēng)、光邊際成本低，尤其是光伏，出力集中度高。因此，風(fēng)、光進(jìn)市場之后，由于風(fēng)、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(yè)用戶電價預(yù)期變化不大

工商業(yè)用戶的電價有增有減。增的部分為“容量電價分?jǐn)偂保瑴p的部分為交易電價。

截止9月底，全國全部的火電機(jī)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(jī)組按照最高標(biāo)準(zhǔn)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(yè)用電的總量為7.186萬億度，占比83%。如果來共同分?jǐn)倓?265億元容量電費，約0.03元/kWh。

如果風(fēng)、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?jǐn)偅?與當(dāng)前煤電平均基準(zhǔn)價是0.363元/kWh相比變化不大。

因此，工商業(yè)用戶的用電價格預(yù)期變化不大。

綜合來看，容量電價機(jī)制的建立，是通過市場的手段，逐漸發(fā)現(xiàn)、疏導(dǎo)新能源比例不斷提高造成的電網(wǎng)系統(tǒng)成本，讓為電網(wǎng)平衡做貢獻(xiàn)的煤電享受容量成本，讓提高電網(wǎng)綠色程度的新能源享受環(huán)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(wǎng)中滲透率的上限天花板，為實現(xiàn)雙碳目標(biāo)下，可再生能源的裝機(jī)中期實現(xiàn)70%、遠(yuǎn)期實現(xiàn)90%的高比例奠定基礎(chǔ)。

新能源發(fā)展的三個階段性天花板

新能源市場的整體發(fā)展分成三個階段

第一階段：國家給予電價補(bǔ)貼階段

這一階段，補(bǔ)貼的總額是裝機(jī)規(guī)模的天花板。

第二階段：平價上網(wǎng)階段

大部分項目是2020年結(jié)束，進(jìn)入第二階段，戶用項目補(bǔ)貼到2021年。

這一階段，電網(wǎng)的接入、消納能力是新能源裝機(jī)規(guī)模的天花板。

靈活性資源的增加，可以極大的提高電網(wǎng)中光伏的滲透率，突破消納瓶頸，進(jìn)入下一個發(fā)展階段。

截止到9月底，風(fēng)、光在電力裝機(jī)中的占比已經(jīng)達(dá)到33%；青海甚至達(dá)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(dān)系統(tǒng)成本階段（二次去補(bǔ)貼階段）

風(fēng)電、光伏的出力隨機(jī)性，需要靈活性資源提供輔助服務(wù)，來幫助電網(wǎng)實現(xiàn)“電源-負(fù)荷”的平衡，產(chǎn)生平衡成本。當(dāng)風(fēng)光占比很少的時候，這個成本很低，甚至電網(wǎng)的冗余就可以完全覆蓋住。但現(xiàn)在風(fēng)光占比很高，平衡成本就會大幅高，就需要找到疏導(dǎo)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(fā)展的電力交易市場，通過完善調(diào)峰、調(diào)頻及輔助服務(wù)機(jī)制，實現(xiàn)用能市場的手段發(fā)現(xiàn)新能源的系統(tǒng)成本。資源有很多，電化學(xué)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?xì)廨啓C(jī)、光熱發(fā)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(yīng)速度和調(diào)節(jié)能力也各不相同。

現(xiàn)在正在建設(shè)的新能源項目，基本以配置電化學(xué)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?xì)鈾C(jī)組為主。

從我國的實際情況出發(fā)，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(xué)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(jī)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(yán)謹(jǐn)，但可以看出，在高比例可再生能源下，很難主要靠電化學(xué)儲能為電網(wǎng)提供平衡服務(wù)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(tǒng)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(xiàn)在已經(jīng)跌到1元/W以內(nèi)！

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(biāo)、今年建設(shè)的項目，收益率預(yù)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(guī)模能沖到190GW以上重要原因。

然而，這個僅是針對已經(jīng)獲得指標(biāo)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(shù)成本上。

2、非技術(shù)成本快速上升1）市場開發(fā)費用提高

項目理論收益的提高，導(dǎo)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(fā)費用、接受更加苛刻的條件。據(jù)某企業(yè)介紹，由于光伏組件降價，戶用光伏項目的開發(fā)費已經(jīng)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(fā)費之外，各地政府在分布式光伏項目招標(biāo)時也會提出投資配套、繳納鄉(xiāng)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(biāo)，要求中標(biāo)企業(yè)引入3億元產(chǎn)業(yè)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(biāo)中，給政府的特許經(jīng)營費，甚至比項目投資還要高！

最終結(jié)果是，由于這些非技術(shù)成本的提高，光伏系統(tǒng)成本的下降，并未帶來項目總承包的項目；光伏行業(yè)的技術(shù)進(jìn)步成果，大部分流入非技術(shù)成本。這對行業(yè)的健康發(fā)展非常不利。

雖然能源局之前出臺一系列管制措施，嚴(yán)謹(jǐn)配套產(chǎn)能，但市場供需的不平衡，肯定會導(dǎo)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(xué)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(shù)成本、提高儲能成本這些措施提高門檻，有限的電網(wǎng)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(shù)成本、配置電化學(xué)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(shù)進(jìn)步成果流入非技術(shù)成本。

3、光伏項目進(jìn)市場面臨的電價下降壓力

 1）已經(jīng)有一半新能源電量進(jìn)市場2030年光伏項目必然要全面進(jìn)市場，面臨未來綜合電價下降的風(fēng)險。2022年，全國約40%的電量進(jìn)市場，2023年前三季度，約47%的新能源電量進(jìn)市場。2024年，新能源電量進(jìn)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(zhí)行分時電價，相當(dāng)于進(jìn)市場。此時，如果光伏做項目收益測算，仍以煤電基準(zhǔn)價為基礎(chǔ)，理論收益率很高，因此就愿意承擔(dān)很高的非技術(shù)成本。

一旦未來進(jìn)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(shù)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(yù)期。

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

2）不考慮非技術(shù)成本，光伏項目的度電成本已經(jīng)很低在1.2元/W以下的組件價格下，如果不考慮非技術(shù)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(shù)，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(jīng)開現(xiàn)貨的交易試點來看，即山東、山西、甘肅、蒙西，現(xiàn)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(jìn)市場，實際上是光伏項目二次去補(bǔ)貼的過程，相對于之前的去電價補(bǔ)貼，這次是去電網(wǎng)平衡成本補(bǔ)貼。