容量电价核准与成本疏导阶段（2021~2023）
2021 年 5 月，国家发改委出台了《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（下 称《意见》），标志着抽水蓄能的容量电价机制发展进入了新的阶段，本阶段主要解决了两 个问题：
1）提出了对标行业先进水平的容量电价核定方法，以经营期定价法核定。本阶段不 同于上阶段的合理成本加准许收益的核定原则，根据《抽水蓄能容量电价核定办法》，抽 水蓄能容量电价按经营期定价法核定，基于弥补成本、合理收益原则，按照资本金内部收 益率对电站经营期内年度净现金流进行折现，以实现整个经营期现金流收支平衡为目标， 核定电站容量电价。主要参数设置为：电站经营期按 40 年核定，经营期内资本金内部收 益率按 6.5%核定，还贷期限 25 年，运行维护费率按电站费率从低到高排名前 50%的平均 水平核定。从执行上来看，电站投运后首次核定临时容量电价，在经成本调查后核定正式 容量电价，并随省级电网输配电价监管周期同步调整。
2）解决了容量电费由谁承担的问题，通过输配电价疏导容量电费。抽水蓄能容量电 费疏导和分摊问题一直是抽蓄电站定价的难点，《意见》解决了容量电费谁承担的问题。 电量电价体现抽水蓄能电站的调峰服务价值，容量电价主要体现抽水蓄能电站提供调频、 调压、系统备用和黑启动等辅助服务的价值，辅助服务是为了确保整个电网安全稳定经济 运行，提供的具有公共产品性质的服务，其相关费用理应向所有受益用户回收。容量电费 应按照受益程度以合理比例在省级电网进行分摊，然后通过各省级电网输配电价向所有用 户征收。在我国电力市场完善前，特别是容量市场、长周期辅助服务市场建立前，通过输 配电价疏导容量电费，能够体现抽水蓄能电站辅助服务的功能价值，这是当前合理的且具 有可操作性的容量电费疏导方式。
两部制电价反映抽水蓄能的多元价值。根据《中国能源报》中尤培培、李司陶的署名 文章《两部制电价反映抽水蓄能多元价值》（2021 年 5 月 17 日），电量电价体现抽水蓄能 电站提供调峰服务的价值，抽水蓄能电站通过电量电价回收抽水、发电的运行成本；容量 电价体现抽水蓄能电站提供调频、调压、系统备用和黑启动等辅助服务的价值，抽水蓄能 电站通过容量电价回收抽发运行成本外的其他成本并获得合理收益。
抽水蓄能发展新阶段（2023~）
2023 年 5 月，国家发改委分别出台《国家发展改革委关于抽水蓄能电站容量电价及 有关事项的通知》，和《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》，本阶段解决两个问题： 一是已投运/拟投运 48 座抽蓄电站容量电价核算完成。《国家发展改革委关于抽水蓄 能电站容量电价及有关事项的通知》核定了在运及 2025 年底前拟投运的 48 座抽水蓄能电 站容量电价，根据同时发布的容量电价表，核定抽水蓄能容量电价在 289.73-823.34 元/ 千瓦不等，48 座已投运/拟投运抽水蓄能电站合计装机容量 5600 万千瓦（56GW），对应 每年容量电费 247.6 亿元，这意味着不考虑电量电费，容量电费可每年为 48 座抽蓄电站 带来 247.6 亿元的收益，以补偿固定建设成本，加权平均容量电价为 490.36 元/千瓦。未 来抽蓄发展的前景广阔，抽水蓄能发展长期向好，持续巩固抽水蓄能在储能领域的领先地 位。

二是开始培养用户侧为调节服务付费的理念。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》，抽水蓄能的价格不再包含于输配电价中，而是 进行单列，执行两部制电价的工商业用户，其用电价格由上网电价、上网环节线损费用、 输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加组成，其中，系统运行费用进行了单独列示， 其中包括了辅助服务费用、抽水蓄能容量电费等，上网环节线损费用按实际购电上网电价 和综合线损率计算。与前两监管周期输配电价核定文件相比，核心变化在于改输配电价包 含网损、抽蓄容量电价为单列，纳入了公众视野，这对于引导社会公众逐步接受“全社会 为电力系统调节能力付费”理念、探索逐步建立统一的调节电源容量补偿机制具有重要意 义。
容量电价机制对抽水蓄能增长起到促进作用。抽水蓄能装机增长长期处于稳定状态， 2018-2020 年，国内累计抽水蓄能装机量同比增速分别为 2%/1%/5%，对应新增装机量分 别为 0.6/0.3/1.5GW，2021 年国家发改委发布完善抽水蓄能价格形成机制相关政策后，国 内抽水蓄能发展获得促进，2021-2023H1 国内抽水蓄能分别新增装机 8.0/6.3/3.3GW，2021 和 2022 年实现累计装机量同比增长 25%/16%，增速明显。表明两部制电价的进一 步完善对抽水蓄能发展起到了应有的促进作用。

新政：煤电容量电价落地，助力煤电盈利能力修复
煤电容量电价政策落地，助力煤电盈利能力和电力系统可靠性提升
煤电容量电价政策于 2023 年 11 月 8 日落地，明确预期，逐步提高。2023 年 11 月 8 日，国家发改委和国家能源局印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》，2024 年 1 月 1 日开始实施。通知要点如下：
1）从成本核算上，以 330 元/ kW·年为标准固定成本，根据地区设置不同回收比例， 用于计算容量电价的煤电机组固定成本实行全国统一标准，为 330 元/ kW·年，具体到回 收比例上，2024～2025 年多数地方为 30%左右，对应 100 元/ kW·年，部分煤电功能转 型较快的地方为 50%左右（河南、湖南、重庆、四川、青海、云南、广西），对应 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%，云南、 四川等煤电转型较快的地区提升至不低于 70%。
2）从适用范围上，容量电价仅适用于合规在运、满足灵活调节能力要求的共用机组。 政策文件明确指出，煤电容量电价机制适用于合规在运的公用煤电机组，燃煤自备电厂、 不符合国家规划的煤电机组，以及不满足国家对于能耗、环保和灵活调节能力等要求的煤 电机组，不执行容量电价机制，具体由国家能源局另行明确。
我们测算 2025 年煤电容量电价带来机组收益约为 1000 亿元。基于上述政策，我们 对煤电容量电价带来的煤电机组盈利进行初步测算，我们假设 2025 年全国平均容量电价 水平约为 100 元/ kW·年（暂不考虑少数比例为 50%的地区），同时，根据国家能源局官 网转载中国社会科学院可持续发展研究中心副主任张安华的文章《煤电达峰须加强需求侧 管理》（2023 年发表），我国现超低排放的煤电机组超过 10.5 亿千瓦，我们假设 2025 年 符合获取容量电价要求的煤电在运公用机组约为 10 亿千瓦，据此测算，2025 年煤电的全 年容量电费约为 1000 亿元，我们预计将助力煤电盈利能力提升，以此激励煤电灵活性改 造与容量保持，从而提升电力系统的可靠性。
充分汲取过往经验，容量电价的核算与疏导方式明确
抽水蓄能容量电价发展中曾着力解决“容量电价核准方式”和“如何疏导”的问题。 1）在核准方式方面，根据 2014 年国家发改委发布的《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》，抽水蓄能的容量电价按照弥补抽水蓄能电站固 定成本及准许收益的原则核定，后续又调整为经营期定价法核定，基于弥补成本、合理收 益原则，按照资本金内部收益率 6.5%，对电站经营期内年度净现金流进行折现，国家发 展改革委 2023 年发布的《国家发展改革委关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知》 才确定在运及 2025 年年底前拟投运的 48 座抽水蓄能电站容量电价，合计容量 5600 万千 瓦，容量电价在 289.73-823.34 元/千瓦不等。 2）在电价疏导方面，2019 年 5 月，国家发改委、国家能源局发布的《输配电定价成 本监审办法》规定“抽水蓄能电站、电储能设施不计入输配电定价成本。” 2019 年 12 月 9 日国家发改委发布《省级电网输配电价定价办法（修订征求意见稿）》强调，抽水蓄能电 站不得纳入可计提收益的有效资产范围，表明抽水蓄能成本无法通过输配电价和产业链进 行疏导，直至 2021 年 5 月，国家发改委出台了《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制 的意见》，解决了容量电费由谁承担的问题，容量电费照受益程度以合理比例在省级电网 进行分摊，通过各省级电网输配电价向用户征收。我们认为在我国电力市场完善前，通过 输配电价疏导容量电费，能体现其功能价值，是当前合理且具有可操作性的疏导方式。 煤电容量电价的容量电价核算与疏导方式明确。1）容量电价核算方面，国家发改委、 国家能源局印发的《关于建立煤电容量电价机制的通知》明确全国标准统一为每年每千瓦 330 元，仅分省分时点调整回收比例，核算方式明确。2）疏导方式方面，各地煤电容量 电费纳入系统运行费用，每月由工商业用户按当月用电量比例分摊，疏导方式明确。