边界性强，上防用电成本大幅提升，下防机组“拿钱不出力”
用电成本方面，容量电价没有造成终端用户成本大幅提升。据我们上文测算，2025 年国内煤电机组容量电价带来的容量电费约为 1000 亿元/年，相当于终端工商业用户总体 生产用电成本增加1000亿元，参考国家统计局发布的2022年全国规模以上工业企业数据， 2022 年我国规模以上工业企业实现营收 1379098.4 亿元，同时营业成本为 1168426.4 亿 元。据此测算，2025 年容量电价导致的额外用电成本 1000 亿元，约占 2022 年国内规模 以上工业企业成本的 0.085%，占比相对较小。考虑到我国规上工业企业规模仍持续增长，我们预计即使后续容量电价回收比例由 30%调增至 50%，也不会造成终端用电成本大幅 增长，在确保煤电机组合理营收的情况下，减少用电成本的大幅提升。 监管考核方面，严格要求出力指标。在运情况下，煤电机组无法按照调度指令（跨省 跨区送电按合同约定，下同）提供申报最大出力的，月内发生两次扣减当月容量电费 10%， 三次扣减 50%，四次及以上扣减 100%。以此预防煤电机组在获得容量电价“低保”的情 况下“拿钱不出力”，防止资源浪费。对自然年内月容量电费全部扣减累计发生三次的煤 电机组，取消其获取容量电费的资格。
展望：容量电价机制渐近，新型储能盈利有望向好
新型储能高速增长，低利用率是隐忧
新型储能装机加速，占比接近 30%。国内近年来新型储能装机增速明显，据 CNESA 数据， 2016 年国内新型储能装机量累计仅有 0.28GW，占总储能装机容量的 1.2%，2018 年新型储能装机量突破 1GW 以 来 ， 分 别 在 2020-2023H1 实 现 累 计 装 机 量 3.28/5.73/12.7/20.7GW，截至 2023 年 6 月底，国内装机容量占比接近 30%，增速明显。
新型电化学储能高增速下，利用率低下是隐忧。中电联在 2022 年发布的《新能源配 储能运行情况调研报告》显示，电化学储能项目平均等效利用系数为 12.2％，新能源配储 为 6.1％，火电厂配储能为 15.3％，电网储能为 14.8％，用户储能为 28.3％。为方便对比，我们测算了基准情形下的新型储能等效利用率，算法参考国标 GB/T36549-2018《电化学 储能电站运行指标及评价》，储能单元的等效利用系数 EAF=(EC+ED)/(P*PH)，其中 EC 和 ED 为充电和放电量，P 为额定功率，PH 为评价期内统计小时数（全年为 8760 小时），我 们以 100MW/200MWh 的电化学储能为例，假设充放电深度 95%，则每天一充一放对应 的等效利用效率为 15.8%，两充两放对应效率为 31.7%，以此基准情形作为对比，可见新 型电化学储能利用效率仍处于较低水平。
新型储能利用率低下的核心原因是盈利水平有限，健全价格机制对提升新型储能盈利 能力和利用率至关重要。2023 年 3 月 2 日湖北发改委转载全国能源信息平台网的文章《利 用率仅 6.1%！多省储能电站为何“建而不用”？》指出，盈利水平有限，储能电站主动 不参与电力市场交易是计划停运的主要原因之一，这也导致了储能利用率低下，文章同时 指出，电力市场价格机制的健全，保证已投储能的盈利水平，是提升储能利用率的首要措 施。
新型储能正在逐步融入电力市场
电力市场改革，新型储能需要逐步融入。据《“5 号文”到“9 号文” 回顾电力体制 改革 20 年》（冯永最，2016 年），如果将 1997 年国家电力公司成立视作中国电力市场化 的开端，中国电力市场改革至今已走过 26 年，2002 年发布的《电力体制改革方案》（5 号文）为市场化改革迈出关键一步。在持续的电力市场改革过程中，随着新能源发电量持 续增加，电力系统逐步发生了深刻变革，新型储能在此过程中以维护电力系统稳定的角色 加入了新型电力系统，与电力市场改革共同前进，需要逐步将新型储能融入新型电力市场。 国内新型储能装机快速增长：随着新能源发电装机量逐步提升，储能装机量随之快速 提升，根据 CNESA 数据，我国新型储能累计装机容量在 2018 年突破 1GW，逐步呈现出 规模效应，随后的 2019-2022 年，国内新型储能新增装机量分别为 0.6/1.6/2.5/7.0GW， 截至 2023 年 6 月底，国内累计新型储能装机容量超过 20GW。新型储能装机快速增长， 其在新型电力市场中的定位也逐步发生变化。

宁德时代董事长曾毓群倡议建立新型储能容量电价政策：据《中国能源报》2022 年 4 月 4 日报道，2022 年全国两会上，曾毓群表示，当前，以电化学储能为主的新型储能技 术具备毫秒级快速响应和双向调节的优势，不受地理条件限制且建设周期短，可提高电网 事故快速恢复能力、减少负荷损失，且在电力系统的源、网、荷侧都可根据需求灵活部署。 “容量电价是提升储能电站综合效益的重要措施和手段。应破除制约市场竞争的各类障碍 和隐性壁垒，参照抽水蓄能建立适应新型储能特点的容量电价政策。” 新型储能参与电力市场：2022 年 5 月 24 日国家发改委办公厅和能源局综合司共同发 布《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》（以下简称《通知》），明 确鼓励新型储能参与电力市场，具体包括：1）独立储能参与市场，具备技术条件的，具 有法人资格的新型储能项目，可转为独立储能；2）配储转为独立储能参与市场，以配建 形式存在的新型储能项目，通过技术改造可选择转为独立储能项目；3）配储与新能源场 站联合参与市场，鼓励以配建形式存在的新型储能项目与新能源场站联合参与市场。本项 《通知》同时提出研究建立电网侧独立储能电站容量电价机制。
山东系列举措引导独立储能参与现货市场并给予容量补偿：2022 年山东省发改委和 山东省电力公司、山东电力交易中心连续发文，3 月印发的《山东省发展和改革委员会关 于电力现货市场容量补偿电价有关事项的通知》首次提出发电机组容量补偿费用电价标准 为 0.0991 元/千瓦时，8 月印发的《关于促进我省新型储能示范项目健康发展的若干措施》， 将独立储能划入容量补偿范围，按照标准电价的 2倍执行，11 月印发的《关于发布 2023 年容量补偿分时峰谷系数及执行时段的公告》进一步明确了不同时段的容量电价收取情况。 为独立储能参与现货市场打开了通道，为其运营起到了一定的盈利托底作用。 全国首个新型储能容量市场交易试点在湖南启动：2023 年 3 月 1 日，2022 年湖南电 力市场运行信息暨储能容量市场化交易发布会举行，会上同时发布了全国首个新型储能容 量市场交易试点方案，为储能容量交易创造交易环境，并启动了交易试点，据湖南日报报 道，全省 10 家储能企业参与交易，首批交易容量 63 万千瓦，报道中预计全年将疏导储能 成本 2 亿元，我们根据“容量电价=疏导成本/交易容量”进行测算，湖南容量市场试点产 生的容量电价约为 317 元/kW·年。
新疆试水独立储能容量电价补偿：2023 年 5 月 16 日，新疆自治区发改委发布《自治 区发展改革委关于建立健全支持新型储能健康有序发展配套政策的通知》，首次提出试行 独立储能容量电价补偿，2025 年底前，补偿标准按放电量计算，2023 年暂定 0.2 元/千瓦 时，2024 年起逐年递减 20%，补偿所需资金暂由全体工商业用户共同分摊，电网企业按 月根据补偿资金规模和工商业用电量测算分摊标准。 国家发改委和能源局发布规则，指导电力现货市场建设，提倡保障容量充裕度：2023 年 9 月 7 日，国家发展改革委和国家能源局印发《电力现货市场基本规则（试行）》（下称 《规则》），这是我国首个从国家层面正式发布、用于指导电力现货市场建设和规范市场规 则的文件。从建设目标来看，《规则》明确了形成体现时空特性、反映市场供需变化的电 能量价格信号，发挥市场在电力资源配置中的决定性作用；从储能相关表述来看，《规则》 同时指出，推动新能源参与电力市场，设计适应新能源特性的市场机制，推动分布式发电、负荷聚合商、储能和虚拟电厂等新型经营主体参与交易；从容量补偿机制相关要求来看， 提倡探索建立市场化的容量补偿机制，做好与现货市场衔接，保障容量的充裕度，具备条 件时，可探索建立容量市场。
国家发改委和能源局发布通知，探索储能等新型主体参与电力市场：2023 年 10 月 12 日国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司发布《关于进一步加快电力现货市场建设 工作的通知》（下称《通知》），提出鼓励新型主体参与电力市场，通过市场化方式形成分 时价格信号，推动储能、虚拟电厂、负荷聚合商等新型主体在削峰填谷、优化电能质量等 方面发挥积极作用，探索“新能源+储能”等新方式。同时，文件指出有序扩大现货市场 建设范围，针对福建、浙江、四川、辽宁、江苏、安徽、河南、湖北、河北南网、江西、 陕西等地和其他全国地区明确了长周期结算试运行的时间节点，基于该《通知》要求，我 们预计 2023 年底前将有一批省份开展长周期结算试运行，并分别建设区域电力市场、持 续优化省间交易机制。山东发文进一步支持新型储能健康有序发展：2023 年 11 月 13 日，山东省能源局等 三部门联合发文《支持新型储能健康有序发展若干政策措施》，1）电源侧，支持火电配建 新型储能与所属电源联合参与电力市场、逐步提高新能源上网电量参与电力市场交易比例 以提升新能源配建储能利用率和场站综合收益水平、鼓励新能源场站与配建储能全电量参 与电力市场交易（同等报价条件下优先出清）；2）电网侧，作为独立市场主体参与市场交 易，执行基于市场化模式下的“电量电价+容量电价”两部制上网电价机制，3）用户侧， 多措并举，通过将“抽水蓄能容量电费”“上网环节线损费用”纳入分时电价政策执行范 围、扩大电力市场用户零售套餐约束比例、免除新型储能深谷时段市场分摊费用等方式， 提高新型储能经济性。
新型储能成本端经济性凸显，有望为容量电价的实施扫除障碍
新型储能容量电价受制于建设成本因素未大范围推行。抽水蓄能已实行容量电价机制， 但新型储能仍然仅山东、新疆等少量地区试行容量电价补偿机制，核心原因是建设成本。 据中国能源报 2022 年 4 月 4 日报道《新型储能何时实行容量电价受关注》分析，一方面 原因是规模，抽水蓄能是最成熟的储能技术，和新型电化学储能存在规模差异；另一方面 核心原因是建设成本，抽水蓄能使用期限长达百年，综合造价成本低于新型电化学储能， 容量电价虽由电网企业支付，但是已经独立于省级电网输配电价单独列示，本质是由用户 侧买单，新型储能相对成本较高，如按同等收益条件计算，其单体成本和系统公平性将面 临挑战。据我们整理测算，抽水蓄能的等效单位建设成本为 8375 元/kW，低于其他新型储 能，这也意味着针对抽水蓄能实行容量电价能够在确保自身收益的前提下减少对用户端的 成本传输，接受度相对更高。其他新型储能技术成本仍有待进一步降低。
锂价下行趋势下，电池成本大幅降低。2023 年以来，锂价持续下行，主要体现在核心原材料碳酸锂和六氟磷酸锂，根据 Wind 数据，碳酸锂价格从 2022 年 11 月的超过 56 万元/吨，降至 2023 年 11 月 8 日不足 16 万元/吨，降幅 72.4%，六氟磷酸锂从 2022 年 10 月的超过 30 万元/吨，降至 2023 年 11 月 8 日的不足 9 万元/吨，降幅超过 2/3。锂价 下行降低了正极材料和电解液的成本，从而对电池整体成本产生影响，考虑到国内锂电装 机以磷酸铁锂为主，我们以磷酸铁锂电池为例，对 2019 年以来的电池成本进行了测算。
磷酸铁锂电池材料主要由正极材料、负极材料、隔膜、电解液、集流体等构成，原材 料单耗和价格取值见下表，其中碳酸锂与六氟磷酸锂的价格按照国产现货的整年均价计算， 2023 年的原材料价格以 2023 年 11 月 8 日为基准，据 Wind 数据，碳酸锂均价 15.65 万 元/吨，六氟磷酸锂为 8.95 万元/吨。
以 2023 年 10 月 25 日原材料价格计算，磷酸铁锂电芯相比于 2022 年均价下降 35%。 我们测算 2019-2023 年磷酸铁锂电芯测算成本分别为 499/482/597/843/539 元/kWh，其 中 2023 年相比 2022 年降低了 36%（2023 年以 11 月 8 日原材料价格测算）。
2023 年以来新型电化学储能系统及 EPC 价格持续降低。据高工锂电（GGII）数据， 电芯成本占储能系统成本的 55%，占比较高，随着电芯成本下降，储能系统成本有望同步 实现下降。根据储能与电力市场微信公众号和北极星储能网追踪的储能系统和 EPC 招标 价格数据来看，以 2 小时储能系统为例，投标报价自 2023 年 1 月开始下降趋势明显。2 小时储能系统价格从 2022 年 12 月的 1.63 元/Wh 降低至 2023 年 10 月的 0.94 元/Wh，总 体降幅达到 42%，相应的 EPC 价格从 1.87 元/Wh 降低至 1.61 元/Wh，降幅达到 14%， 总体降本明显。
我们测算现行新型储能容量电价约为 238-400 元/kW·年
目前新疆和山东现行的新型储能容量电价补偿机制，均以电量 kWh 为单位，与煤电、 气电、抽水蓄能的 kW·年为单位有所不同，为了更加直观和统一，我们通过设定新型储能 的特定利用率，将现行的新型储能容量电价从“元/kWh”向“元/kW·年”进行换算。 根据部分地区现有政策，我们测算新型储能容量电价为 238-400 元/kW·年。由于新 疆、山东、湖南等各地容量电价实施政策不同，对应容量电价的实施标准与金额、单位均 有不同，为了进行对标，以及后续的盈利分析，我们针对目前已经试水储能容量电价的省份地区，通过一定的假设测算获得各地的容量电价水平。