5月15日，国家发展改革委发布《关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知》，核定在运及2025年底前拟投运的48座抽水蓄能电站容量电价；
11月8日，国家发展改革委发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》，核定各省2024~2025年合规在运的公用煤电机组容量电价。
这一机制的建立，对各方电价将有哪些影响呢？
容量电价对于新能源电价的影响
1、煤电基准价将下降
未来，火电、水电都将执行两部制电价，即基本的容量电价和电量电价。
由于30%~50%的运营成本已经能被覆盖，2026年是50%以上，所以即使在低年利用小时数下，也能保障基本收入。因此，电量电费将下行。
另一方面，在火电增电力不增电量的情况下，电煤需求会逐渐下降而带来价格走低；在“煤电连动”的情形下，火电的电量电价也会逐渐下行。
由于存量的大部分新能源项目“保量保价”部分锚定的是煤电基准价，因此，“保量保价”部分的电价有下行的趋势。
2、市场化交易电价将下行
同样，未来风电、光伏的电价也将分为两部分，即电量价格、环境价格（绿证）。
由于风、光边际成本低，尤其是光伏，出力集中度高。因此，风、光进市场之后，由于风、光的电能量价格下降，会拉低整体电力市场的交易价格。
3、工商业用户电价预期变化不大
工商业用户的电价有增有减。增的部分为“容量电价分摊”，减的部分为交易电价。
截止9月底，全国全部的火电机组为13.7亿千瓦，这里面只有一部分可以获得容量电价，即使全部的机组按照最高标准165元/kW考虑，即一年的容量费用不超过2265亿元。
2022年，我国全部用电量为8.637万亿度，其中工商业用电的总量为7.186万亿度，占比83%。如果来共同分摊刚2265亿元容量电费，约0.03元/kWh。
如果风、光参与市场化交易，将社会的平均电能量价格拉低到0.3元/kWh左右，加上容量分摊， 与当前煤电平均基准价是0.363元/kWh相比变化不大。
因此，工商业用户的用电价格预期变化不大。
综合来看，容量电价机制的建立，是通过市场的手段，逐渐发现、疏导新能源比例不断提高造成的电网系统成本，让为电网平衡做贡献的煤电享受容量成本，让提高电网绿色程度的新能源享受环境溢价。
由于大量的水电、火电成为备用电源，增加了全社会的灵活性资源，打开新能源在电网中渗透率的上限天花板，为实现双碳目标下，可再生能源的装机中期实现70%、远期实现90%的高比例奠定基础。
新能源发展的三个阶段性天花板
新能源市场的整体发展分成三个阶段
第一阶段：国家给予电价补贴阶段
这一阶段，补贴的总额是装机规模的天花板。
第二阶段：平价上网阶段
大部分项目是2020年结束，进入第二阶段，户用项目补贴到2021年。
这一阶段，电网的接入、消纳能力是新能源装机规模的天花板。
灵活性资源的增加，可以极大的提高电网中光伏的渗透率，突破消纳瓶颈，进入下一个发展阶段。
截止到9月底，风、光在电力装机中的占比已经达到33%；青海甚至达到65%，甘肃、河北也超过55%，如果不大幅提高灵活性资源，将接近渗透率提高的天花板，新能源项目的利用率将明显下降。
3、承担系统成本阶段（二次去补贴阶段）
风电、光伏的出力随机性，需要灵活性资源提供辅助服务，来帮助电网实现“电源-负荷”的平衡，产生平衡成本。当风光占比很少的时候，这个成本很低，甚至电网的冗余就可以完全覆盖住。但现在风光占比很高，平衡成本就会大幅高，就需要找到疏导的出口。这就要依靠电力交易市场的完善，对各方利益再分配。
因此，这一阶段要建立起保障新能源发展的电力交易市场，通过完善调峰、调频及辅助服务机制，实现用能市场的手段发现新能源的系统成本。
灵活性资源有很多，电化学储能是最快的一种，但其成本也比较昂贵，充放电成本约0.3元/度。除此之外，水电、火电、燃气轮机、光热发电、甚至氢储能，都是灵活性资源，只不过他们的成本各不相同，响应速度和调节能力也各不相同。
现在正在建设的新能源项目，基本以配置电化学储能为主；
新疆、青海、甘肃一些省份在做“新能源+光热”示范项目；欧洲则以燃气机组为主。
从我国的实际情况出发，在一定程度上，火电是最便宜，适用范围最广的灵活性资源，电化学储能只适用于小范围、短时平衡。
例如，中国1年的用电量为9.36万亿度，平均一天就超过250亿度，但截至9月底，我国新型储能项目累计装机25.3GW/53.4GWh，100GWh才是1亿度电，也就是已建成储能只能提供一天用电量的大约1/500。在新能源占比很高的情况下，遇到极端天气，需要平衡多天的需求时，难度更大。
这种算法虽然不够严谨，但可以看出，在高比例可再生能源下，很难主要靠电化学储能为电网提供平衡服务的主体，还是要主要依靠火电。
未来光伏项目电价的走势
1、组件价格快速下降，带动系统成本下降
今年以来，光伏组件价格快速下降，去年11月还是1.95~2元/W，现在已经跌到1元/W以内！
图：2022年至今，光伏组件价格走势（元/W）
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在电价不变的情况下，总成本下降1毛钱，收益能够提高约0.35个百分点，9毛以上的成本下降，收益能提高3个百分点！
许多2021年、2022年获得指标、今年建设的项目，收益率预期立即大幅提高，投资者积极性提高，这也是2023年光伏新增总规模能冲到190GW以上重要原因。
然而，这个仅是针对已经获得指标的短期项目而言，长期来看，如果电价不变，组件下降的收益一定会流入非技术成本上。
2、非技术成本快速上升
1）市场开发费用提高
项目理论收益的提高，导致市场竞争异常激烈！投资商为获得项目，不得不支付更高的市场开发费用、接受更加苛刻的条件。据某企业介绍，由于光伏组件降价，户用光伏项目的开发费已经从年初的0.6~0.7元/W增长到1~1.5元/W。
2）地方政府诉求增加
除市场开发费之外，各地政府在分布式光伏项目招标时也会提出投资配套、缴纳乡村振兴资金等、电费收益分成等各类要求。例如，某地200MW分布式光伏招标，要求中标企业引入3亿元产业项目、县政府参与项目（包括“碳减排”交易等）各项收益。
近期湖南衡阳的分布式光伏项目招标中，给政府的特许经营费，甚至比项目投资还要高！
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最终结果是，由于这些非技术成本的提高，光伏系统成本的下降，并未带来项目总承包的项目；光伏行业的技术进步成果，大部分流入非技术成本。这对行业的健康发展非常不利。
虽然能源局之前出台一系列管制措施，严谨配套产能，但市场供需的不平衡，肯定会导致这些成本走向暗处，形成庞大的“暗成本”
3）配储成为平衡资源的杠杆
目前，全国各省的地面光伏电站几乎都需要配置电化学储能，且储能配比也日益增长。从最初的10%、2小时，到目前有要求50%、2小时，配储带来的成本压力日益增加，也吞噬掉大部分组件价格下降带来的收益。
储能在一定程度上，也变成平衡项目资源供需的一个杠杆。
如果不通过增加非技术成本、提高储能成本这些措施提高门槛，有限的电网资源是无法分配的。
4）光伏项目的怪圈
组件成本下降→LCOE下降，理论收益提高→非技术成本、配置电化学储能成本增加→实际总成本基本不变→实际LCOE、项目收益基本不变。即：技术进步成果流入非技术成本。
3、光伏项目进市场面临的电价下降压力
1）已经有一半新能源电量进市场
2030年光伏项目必然要全面进市场，面临未来综合电价下降的风险。2022年，全国约40%的电量进市场，2023年前三季度，约47%的新能源电量进市场。2024年，新能源电量进市场比例肯定超过50%，就是以市场化交易为主。
不久前，山东也开始对分布式光伏项目执行分时电价，相当于进市场。
此时，如果光伏做项目收益测算，仍以煤电基准价为基础，理论收益率很高，因此就愿意承担很高的非技术成本。
一旦未来进入电力市场，就面临一个两头吃亏的情况：既支付了高额的非技术成本，让LCOE很高，未来又只能实得很低的实得电价，收益低于预期。
在今年光伏组件价格大幅下降的基础上，让光伏项目快速进入电力市场，是个特别好的契机。
2）不考虑非技术成本，光伏项目的度电成本已经很低
在1.2元/W以下的组件价格下，如果不考虑非技术成本，光伏项目投资可以控制在2.5元/W，按照一般资源条件下1300小时利用小数，不考虑融资成本，20年的LCOE仅0.1元/kWh；即使考虑融资成本，也不高于0.2元/kWh。
从目前已经开现货的交易试点来看，即山东、山西、甘肃、蒙西，现货平均价格是0.2~0.3元/度，这是可以保障光伏项目获得合理收益的。
因此，光伏项目进市场，实际上是光伏项目二次去补贴的过程，相对于之前的去电价补贴，这次是去电网平衡成本补贴。
