模式一：山东、新疆采用容量补偿机制。山东试行容量电价标准为 0.0991 元/kWh， 新型储能按照 2 倍执行，对应 0.1982 元/kWh，新疆储能容量电价按照放电量计算，2023 年执行电价为 0.2 元/kWh，2024 年起逐年递减 20%直至 2025 年，我们以 0.2 元/kWh 测 算。在此基础上，我们假设储能设备每天两充两放，单次放电时长 2 小时，以及每年两充 两放天数为 300 天，据此测算得到山东和新疆的新型储能容量电价分别为 238/240 元 /kW·年。
模式二：湖南以试点容量市场的方式进行成本回收。据湖南省工信厅转载湖南日报关 于《全国首个新型储能容量市场交易试点启动》的报道（2023 年 3 月 7 日），2023 年 3 月，首批交易容量 63 万千瓦，报道预计全年疏导储能建设运行成本 2 亿元，以及三一新 能源投资有限公司相关负责人介绍，该企业投入储能容量 10 万千瓦，预计通过容量交易， 全年有效疏导储能建设运营成本约 4000 万元，我们依据 容量电价=疏导成本/交易规模 进 行测算，湖南容量市场形成的容量电价约为 317/400 元/kW·年。

储能容量电价有待进一步推广。目前国内已经对独立储能实行容量电价补偿机制的新 疆和山东，是对独立储能按照放电量进行容量补偿，根据新疆自治区发改委 2023 年 5 月 16 日印发的《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》新疆 2023 年暂 定容量补偿电价为 0.2 元/千瓦时，根据山东省发改委 2022 年 3 月 29 日印发的《关于电 力现货市场容量补偿电价有关事项的通知》，山东新型储能容量补偿电价为 0.1982 元/千 瓦时，尚未针对发电容量设置对应的容量电价。因此，从容量补偿方式来看，有望向抽水 蓄能对标，从以放电量为补偿单元转向以发电容量为补偿单元，从应用范围来看，将有望 从山东、新疆、湖南等个别省市自治区拓展至全国范围。
新型储能容量电价核算
我们尝试对新型储能容量电价进行核算，首先考虑其核算方式、新型储能盈利模式、 以及目标资本金内部收益率：
1）从核算方式的选择来看，我们选取经营期定价法。目前国内各省均未出台明确的 新型储能容量电价核算标准，考虑到煤电、气电和现行部分地区新型储能容量电价均为直 接统一给定（根据国家和各省发改委发布），不涉及具体核定过程，因此我们将选择参考 抽水蓄能的经营期定价法进行初步核算，并借鉴其核定过程中的部分参数，具体参考文件 为国家发改委发布的《抽水蓄能容量电价核定办法》；
2）从新型储能盈利模式选择来看，我们选取基础的峰谷电价差收益模式。1）新能源 配储，主要依靠减少弃风弃光和电价差套利实现盈利，根据山东省能源局官网的《支持新 型储能健康有序发展若干政策措施》政策解读，新能源配储利用率低下，市场参与率较低； 2）电网侧储能，通过辅助服务、容量租赁等方式获取收益，根据山东省能源局官网的《支 持新型储能健康有序发展若干政策措施》政策解读，目前电网侧储能盈利模式较为单一； 3）用户侧储能，核心盈利方式是通过峰谷价差套利。综合以上情况来看，新型储能的盈 利模式不一，其本质是通过输入低成本电能放出高价值电能赚取收益，因此我们选取电价 差收益作为核算的收益模式，为便于测算，我们选取峰谷电价差作为测算用收益模式。
3）目标资本金内部收益率（IRR）来看，我们初步选取为 5%。在资本金内部收益率 选取上，我们参考抽水蓄能，根据《抽水蓄能容量电价核定办法》，抽水蓄能的 IRR 核定 值为 6.5%，对于抽水蓄能来说，容量电价是其回收建设成本的核心措施，但是对于新型 储能，除电价差套利外，还能够通过进入市场交易、参与辅助服务等方式获取收益（具体 可参考山东省能源局官网），因此在我们给定的电价差套利收益机制条件下，不宜制定高 于抽水蓄能 6.5%的 IRR，因此我们选取资本金内部收益率为 5%进行初步测算。
综上，我们以经营期定价法、采用峰谷价差收益模式，以 5%资本金内部收益率为目 标，测算新型储能容量电价约为 100 元/kW·年。由于新型储能目前尚未给出明确的核算 准则，我们借鉴抽水蓄能的核定方法，按经营期定价法核定，基于弥补成本、合理收益原 则，按资本金内部收益率对电站经营期内年度净现金流折现，以实现整个经营期现金流收 支平衡为目标，核定容量电价。我们的核心假设如下：成本方面，锂电储能单位建设成本 2000 元/ kWh，系统功率为 10MW，年均运维成本为 0.5%，运营方面，我们参考中电联 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%，对应全年 8760 小时，全年运行小时数为 1069 小时，对应单次循环 4 小时，则年均循环次数为 267.18 次，财务方面，我们参考《抽水蓄能容量电价核定办法》， 贷款比例 80%，贷款利率按照现行 5 年期以上 LPR 利率 4.20%，贷款期限我们假设为 10 年。 经我们模拟测算，容量电价为 0 时，因新型储能利用率水平处于较低水平，其资本金 内部收益水平（IRR）为负，当容量电价增长至 50 元/kW·年时，IRR 回正，表明容量电 价起到了盈利托底作用，容量电价增长至 100 元/kW·年时，IRR 增长至 5%，达到我们 预设的核算目标。我们核算的容量电价水平 100 元/kW·年，与前文测算山东、新疆、湖南等地新型储 能容量电价 238-400 元/kW·年有一定差别，主要系储能利用率设定不同。我们是在参考 中电联 2022 年发布的《新能源配储能运行情况调研报告》中电化学储能项目平均等效利 用系数为 12.2%条件下测算的，而前文是按照每天 2 充 2 放 300 天的较高利用率条件下进 行测算的。这也表明，新型储能的利用率仍有大幅提升空间。 因此我们认为，新型储能容量电价对于利用率较低的新型储能具有一定盈利托底作用， 能够鼓励刺激新型储能装机投资，随着机制逐步完善，新型储能利用率持续提升，逐步进 入电力市场交易，其盈利能力将不断增强，对新型电力系统做出更积极的贡献。
新型储能容量电价推广有望带来超百亿元容量补偿空间
目前已试点储能容量总体占比较低，仍需扩大推广范围。目前国内仅有新疆、山东、 湖南针对新型储能实施了相应的容量成本回收机制，其中新疆和山东是容量补偿机制，湖 南试点了容量市场，但其总体规模仍然不大。根据CNESA《2023年储能产业研究白皮书》， 截至 2022 年年底，新疆和山东储能装机容量分别为 0.71/1.42GW，根据储能之音微信公 众号 2023 年 4 月 4 日报道，预计湖南 2023 年交易容量为 1GW，据此我们判断 2023 年 能够受益于容量电价的储能容量约为 3.12GW，根据 CNESA 数据，截至 2023 年上半年， 国内总体新型储能装机容量为 20.7GW，因此实际上受益于容量电价的新型储能占比仍然 较低，容量电价机制仍需逐步扩大推广范围。
预期新型储能装机高增，我们测算未来 5 年容量电费有望超百亿元。据 CNESA 预测， 保守情况下，我国 2023-2027 年新型储能累计装机容量为 23/38/56/76/97GW，对应 CAGR 为 42.5%，理想情况下，2023-2027 年新型储能累计装机容量为 31/54/80/108/138GW， 对应 CAGR 为 45.0%，装机空间广阔。我们以保守情景和理想情景下的中枢水平作为中性假设，对应 2023-2027 年装机容量为 27/46/68/92/118GW。据我们初步假设与测算，2023 年享受容量电价的新型储能容量占比约为 15%，我们预计随着政策逐步向各省推广， 2024-2027 年 容量电价机制在新型储能中的渗透率 为 20%/30%/40%/50%，对应 2023-2027 年受益容量为 4/9/20/37/59GW，平均容量电价假设来看，我们根据现行山东、 新疆测算容量电价为 238-400 元/kW·年，考虑我们基于经营期定价法以 5%的 IRR 测算 容量电价为 100 元/kW·年，我们暂取中间值 200 元/kW·年进行未来新型储能容量电费 空间测算，对应 2023-2027 年的新型储能容量电费为 8 亿/19 亿/41 亿/74 亿/118 亿元，对 新型储能的盈利起到托底作用，持续促进新型储能快速发展。

我们核算的容量电价水平 100 元/kW·年，与前文测算山东、新疆、湖南等地新型储 能容量电价 238-400 元/kW·年有一定差别，主要系储能利用率设定不同。我们是在参考 中电联 2022 年发布的《新能源配储能运行情况调研报告》中电化学储能项目平均等效利 用系数为 12.2%条件下测算的，而前文是按照每天 2 充 2 放 300 天的较高利用率条件下进 行测算的。这也表明，新型储能的利用率仍有大幅提升空间。 因此我们认为，新型储能容量电价对于利用率较低的新型储能具有一定盈利托底作用， 能够鼓励刺激新型储能装机投资，随着机制逐步完善，新型储能利用率持续提升，逐步进 入电力市场交易，其盈利能力将不断增强，对新型电力系统做出更积极的贡献。
新型储能容量电价推广有望带来超百亿元容量补偿空间
目前已试点储能容量总体占比较低，仍需扩大推广范围。目前国内仅有新疆、山东、 湖南针对新型储能实施了相应的容量成本回收机制，其中新疆和山东是容量补偿机制，湖 南试点了容量市场，但其总体规模仍然不大。根据CNESA《2023年储能产业研究白皮书》， 截至 2022 年年底，新疆和山东储能装机容量分别为 0.71/1.42GW，根据储能之音微信公 众号 2023 年 4 月 4 日报道，预计湖南 2023 年交易容量为 1GW，据此我们判断 2023 年 能够受益于容量电价的储能容量约为 3.12GW，根据 CNESA 数据，截至 2023 年上半年， 国内总体新型储能装机容量为 20.7GW，因此实际上受益于容量电价的新型储能占比仍然 较低，容量电价机制仍需逐步扩大推广范围。
预期新型储能装机高增，我们测算未来 5 年容量电费有望超百亿元。据 CNESA 预测， 保守情况下，我国 2023-2027 年新型储能累计装机容量为 23/38/56/76/97GW，对应 CAGR 为 42.5%，理想情况下，2023-2027 年新型储能累计装机容量为 31/54/80/108/138GW， 对应 CAGR 为 45.0%，装机空间广阔。我们以保守情景和理想情景下的中枢水平作为中性假设，对应 2023-2027 年装机容量为 27/46/68/92/118GW。据我们初步假设与测算，2023 年享受容量电价的新型储能容量占比约为 15%，我们预计随着政策逐步向各省推广， 2024-2027 年 容量电价机制在新型储能中的渗透率 为 20%/30%/40%/50%，对应 2023-2027 年受益容量为 4/9/20/37/59GW，平均容量电价假设来看，我们根据现行山东、 新疆测算容量电价为 238-400 元/kW·年，考虑我们基于经营期定价法以 5%的 IRR 测算 容量电价为 100 元/kW·年，我们暂取中间值 200 元/kW·年进行未来新型储能容量电费 空间测算，对应 2023-2027 年的新型储能容量电费为 8 亿/19 亿/41 亿/74 亿/118 亿元，对 新型储能的盈利起到托底作用，持续促进新型储能快速发展。