《关于完善发电侧容量电价机制的通知》对电力投资影响
近日，国家发展改革委国家能源局《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（以下简称通知）发布，其核心是为电力可靠能力提供长期激励，同时又不过度推高社会用电成本,为各类电源、储能电站提供平等的竞争平台。这恰是新型电力系统建设的核心问题，必将对电力市场和电力投资带来深刻的影响。
1、 可靠容量含义。
“可靠容量是指机组在全年系统顶峰时段能够持续稳定供电的容量。电力现货市场连续运行后，省级价格主管部门会同相关部门适时建立可靠容量补偿机制，对机组可靠容量按统一原则进行补偿。补偿标准以弥补市场边际机组在电能量和辅助服务市场不能回收的固定成本为基础，统筹考虑电力供需关系、用户承受能力、电力市场建设进展等因素合理确定，并适时调整。”
这里有三层含义：首先要有可靠的顶峰能力，可靠容量是指机组在全年系统顶峰时段能够持续稳定供电的容量，这里把光伏、风电限制在外了；抽蓄老电站可以按老办法享受容量电价，后续的抽蓄可以享受可靠容量电价，且都可以获得电量交易收益分成；独立储能可以名正言顺的享受可靠容量电价；火电是容量电价的老户自然可以享受。其次是补偿标准以弥补市场边际机组在电能量和辅助服务市场不能回收的固定成本为基础，那么那些还有很好盈利能力的机组也不会给予可靠容量电价，核电暂时基本没有任何机会享受可靠容量电价，水电除了高造价的长周期调节电站外也没有机会获得可靠容量电价，大水电的调价价值要靠电量交易，在高电价时段多发电，拉升整体电价来实现；再次，这个可靠容量电价是适时调整的，并不是一成不变，未来就要靠市场化方式来决定。
2、走出容量电价小圈圈。
过往的火电容量电价是“按成本补偿”的思路，抽蓄是合理收益的思路，独立储能则是各地各有政策，盈利模式呈纷乱的状态，总体是强调保障固定成本回收和合理收益，价格波动受到一定约束，但各自画地为牢，互不搭嘎。这种模式的优点在于稳定、可控、易于与现有体制衔接，但对市场传导弱，具有强烈的行政色彩。
可靠容量是指机组在电力系统顶峰时段能够持续稳定供电的容量，对不同类型机组顶峰能力折算为等同火电的可靠容量，衡量机组顶峰能力有了统一的“标尺”。由于不同类型机组顶峰能力不同，相同规模装机容量能够提供的可靠容量是不同的，随着我国电力市场特别是现货市场发展，部分地区逐步具备了用同一“标尺”衡量不同类型机组贡献大小的条件。因此，《通知》提出，各地电力现货市场连续运行后，适时建立可靠容量补偿机制，根据可靠容量这一“标尺”公平给予补偿，不再区分机组类型分别制定容量电价。这样，有利于促进不同技术类型公平竞争，推动行业高质量发展，这也是成熟电力市场通行做法。
这样火电、抽蓄、独立储能电站可以同台竞争，以市场手段引导各类可靠容量投入与产出，在不过度推高社会用电成本的前提下提供足够的可靠容量。
把可靠容量电价范围扩大，火电作为稳定电源的提供者不再自己“玩”了，而是和独立储能、抽蓄同台竞争，随着独立储能技术进步，成本下降，火电将逐步减少市场份额，为新能源的发展腾出空间。
我先前呼吁讨论过，按固定成本比例确定火电容量电价的模式僵硬不科学，还不如先前的煤电联动，这次被全新的模式取代，且是一发不可收拾，由火电自己“玩”变成火电、抽蓄、独立储能一起“玩”，价格市场交易实现，动态变动。应该说这个文件真的很有视野，立意也非常深远。
3、独立储能发展空间打开
抽蓄与独立储能谁更有未来，我们一直在思考的问题，独立储能电网支付成本低于抽蓄，造价充放电效率的角度也是独立储能更有竞争力，业界争论也比较多。现在好了，同台平等竞争，优胜略汰，谁能胜出各凭本事。
简单说一下个人判断，从电网付费角度看，容量电价同样6小时时长的抽蓄容量电价，抽蓄多在600元以上，以甘肃为例的独立储能容量电价只要330元，独立储能更便宜；从造价和充放电效率看，独立储能2小时千瓦在1000元，6小时千瓦也就5000元，寿命20年，效率可以达到85%，而抽蓄要6500元左右，效率75%，度电成本独立储能完胜抽蓄，所以储能的未来主角一定是独立储能。
政策具体影响
通知在做好与容量电价政策的衔接里明确：“可靠容量补偿机制建立后，相关煤电、气电、电网侧独立新型储能等机组，不再执行原有容量电价。省级价格主管部门可在市场体系较为健全的基础上，对本通知出台后开工建设的抽水蓄能电站，统一执行可靠容量补偿机制并参与电能量和辅助服务等市场、市场收益全部由电站获得。鼓励633号文件出台后开工建设的抽水蓄能电站自主选择执行可靠容量补偿机制并参与电力市场”。
官方就通知答记者问中关于抽水蓄能归纳为：”2021年，我委《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格〔2021〕633号）明确提出，逐步实现抽水蓄能电站主要通过参与市场回收成本、获得收益。根据文件精神，《通知》完善了抽水蓄能容量电价机制：对633号文件出台前开工建设的电站，维持现行价格机制不变，具体由各地制定或校核；对633号文件出台后开工建设的电站，实行“一省一价”，由各地按照弥补平均成本的原则制定当地统一的容量电价，同时电站自主参与电力市场，获得的收益由电站和用户分享。“
拆解一下：对633号文件出台前开工建设的老抽蓄电站问题不大，收益还是保障的，只要后续政策不变就好；对633号文件出台前开工建设的电站，则要由所在省统一核定价格，原因在官方答记者问里给出了解释，“ 现行抽水蓄能容量电价机制对企业成本约束不足，不利于抽水蓄能项目科学合理布局、降本增效、有序发展”，未来抽蓄电站的核算成本不再是本身的建设成本，而是全省核定的建设成本，6%的投入资金收益很大的不确定性。
更令人不安的是官方答记者问中，在说到推动抽水蓄能、新型储能公平参与电力市场时提到：“针对部分地区抽水蓄能和新型储能尚未公平参与电力市场、不利于形成真实价格信号、难以充分发挥调节作用的情况，《通知》提出，加快实现抽水蓄能、新型储能公平入市，特别是633号文件出台后开工建设的抽水蓄能电站应自主参与电力市场，促进调节作用充分发挥。”在文件中表述是“鼓励633号文件出台后开工建设的抽水蓄能电站自主选择执行可靠容量补偿机制并参与电力市场”，在答记者问时却表述为“633号文件出台后开工建设的抽水蓄能电站应自主参与电力市场”，鼓励的字眼不见了，如果不是疏忽，那可以理解为，633号文件出台后开工建设的抽水蓄能电站应与独立储能电站等竞争取得可靠容量电价，收益大概率会有所下降。
“对本通知出台后开工建设的抽水蓄能电站，统一执行可靠容量补偿机制并参与电能量和辅助服务等市场、市场收益全部由电站获得。”新开工电站可靠容量电价不再固定，完全市场化方式取得。
4、完善相关配套政策
完善电力市场交易和价格机制。煤电容量电价机制完善后，各地可根据电力市场供需、参与市场的所有机组变动成本等情况，适当调整省内煤电中长期市场交易价格下限，在确保电力电量平衡的情况下适当放宽煤电中长期合同签约比例要求。鼓励供需双方在中长期合同中签订随市场供需、发电成本变化的灵活价格机制。省内市场供需双方签订中长期合同时，各地不得强制要求签订固定价，可根据电力供需、市场结构等情况，要求年度中长期合同中约定一定比例电量实行反映实时供需的灵活价格。
这个提法与国家发展改革委国家能源局关于印发《电力中长期市场基本规则》的通知是一致的，“统筹推进电力中长期市场、电力现货市场建设，在交易时序、交易出清、市场结算等方面做好衔接”。以实时供需的灵活价格，调动调节性电源建设积极性，提升顶峰出力。
另外，考虑到容量电价提高后，煤电需通过电能量市场回收的成本下降，《通知》明确，各地可适当调整省内煤电中长期市场交易价格下限，不再统一执行基准价下浮20%的下限，而是由各地根据电力市场供需、参与市场的所有机组变动成本等情况合理确定下限，促进各类机组公平竞争。对不在可靠容量电价保障范围的电源，将在没有保障（容量补偿）的情况下与享受可靠容量电价补偿的电源竞价，且下限进一步扩大，市场风险进一步加大。当然大水电、核电等电源收益严重受损的情况下，也可以纳入可靠容量电价保障，盈利没有问题，高收益就不好说能保障到什么程度。
5、电力股票投资的再认识
我们经历的水(电)火（电）同价，刚刚经历的机制电价，到现在的火电容量电价升级版可靠容量电价，说今年是电力股票投资多事之秋一点也不为过，到现在一个基本逻辑更加清晰的呈现在我们面前，电力首先公共产品，它的价格将严重受制于政策，政策的取向是各类电源收益都“差不多”最好（虽然不能完全做到），电力的价格在行业正常经营的前提下，总体是越低越好。
原来旧有的电量电价、发电成本、利润的变量关系，现在已经不复存在，或增加新的变数，一时间已经找不到价值投资的锚定点。
但电力在未来能源中地位和增长空间仍在，只是对具体公司的估值需要重新做起，眼下还没有可靠的估值方法，等待规则落地或许会有些眉目，闲不住要买卖股票，那就找一些同类公司中低估值的股票先做做看。