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电力系统在发展之初，就有了两部制的概念。
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两部制电价的概念源于19世纪末，由约翰·霍普金森博士提出，他在1892年提出了基于发电企业成本的电价体系，这一体系后来被称为霍普金森电价。他的理论强调了电力生产的固定成本与变动成本之间的关系，为后来的两部制电价奠定了基础。
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萨缪尔·英萨尔是爱迪生的助手，我们在这里（【视频】新时代下的能碳格局与趋势）讲过，他在推动电力系统集中化方面发挥了关键作用。
在1898年左右，当时的他意识到交流电带来的变革，决定投身其中（离开了押注直流电失败的爱迪生），但更为关键的是如何降低成本且规模化。
为了鼓励用户从小型发电系统转向集中式电力供应，必须设计一种既能覆盖固定成本又能根据实际用量收费的电价结构。这一结构包括固定费用（容量费用）和按用量计费的费用（电量费用），使得用户即使在不使用电力时也能为其所用设备支付一定费用，从而提高了供电系统的经济性和可靠性。
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如果说电量电价是为使用电力而付费，那么容量电价就是为「真的能按需使用电力」而付费。容量这个词涵盖很广，包括发电装机容量，输电线路容量，储能容量，变压器容量，用电容量等等……两部制电价也不是电力行业独有的，早年的座机费（固定电话的月租），如今的餐厅包厢保底消费都是类似的情况。这是一种合理的市场行为，其目的在于让投资方能够一定比例地回收前期固定投入，减轻压力，对于能源电网这种高Capex的主体来说，更是如此。可以说，容量电价是为了存在而付费：只要设备在那，就是确定性的保障。这一篇我们来看看目前电力行业中，发输变用哪些环节和主体适用于容量电价。![]()
我们在负电价文章中提到过山东的容量电价补偿（参与电力现货市场的发电机组可按0.0705元/千瓦时的标准获得容量补偿费用），其目的就是补贴那些在市场中做了贡献而损失的电厂。其实，对于煤电企业来说，已经建立起了全国范围内的「煤电容量电价机制」。2024年1月1日起执行的《国家发展改革委 国家能源局关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号）明确了规定：煤电容量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定。其中，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，为每年每千瓦330元；通过容量电价回收的固定成本比例，综合考虑各地电力系统需要、煤电功能转型情况等因素确定，2024～2025年多数地方为30%左右，部分煤电功能转型较快的地方适当高一些，为50%左右（各省级电网煤电容量电价水平具体见附件）。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%。
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表格中显示了两种容量电价水平：100元/千瓦·年和165元/千瓦·年。低档价格主要集中在东部沿海和北部地区，高档价格多位于中西部和南部地区。当然啊，也不是完全由地域决定，还和经济发展，能源结构等有关。但从打折比例来看，煤电被压得比较厉害的地区，打折少一些，补贴就高一些，比如注意看上图备注，云南和四川以后的回收比例更高，因为这两个水电大省的煤电是过得比较苦的。简单来说，清洁能源和新能源的大力发展，顺应了能源转型的战略，但也压缩了煤电的发电空间。双碳目标提出后，大家想一鼓作气地“先破后立”，但被频频爆发的缺电和电荒打脸后，回归到理性的“先立后破”。我们在这篇文章中分析过（电力市场中谁最大？——发电篇），煤电及其背后的火电依然是发电主力，新能源反而有点“出工不出力”的感觉（自身装机比例小于自身发电比例）。当然，这是新能源的固有物理属性，没办法，但你不能打着“全额保障消纳”的旗号，不断压缩煤电的开机和运行比例，慷他人之慨。于是，为了稳定电网的运行，保障发电的持续可靠，调度调节的高效执行，煤电就需要有一定程度的补偿，不然只靠电量收入是不足以维持长期运营，且无法激励投资预期的，那你说煤电还要不要活下去。全都关掉是不可能的，于是就做一点容量电价的补偿，非常合理。2024年7月电网企业代理购电价格显示，各地煤电容量电费折合度电价格在0.0054—0.042元，而大家担心的整体用电价格提高并没有出现。据统计，现行全国统一的每年每千瓦330元煤电机组固定成本标准仅能覆盖其机组全部固定成本的约80%，目前打五折以上，回收固定成本肯定还不够，但其实也不太可能全都靠容量电价补偿给你回收了，那要发电积极性就会受到影响。![]()
另一个有全国性容量电价政策的就是抽水蓄能了，我们先来看看数据。数据显示，截至2023年底，我国抽水蓄能电站投产总装机容量5094万千瓦，核准在建总装机1.79亿千瓦，已纳入规划和储备的抽水蓄能站点资源总量约8.23亿千瓦；预计2024年抽水蓄能装机规模仍将保持稳步增长，到年底总装机规模将达5700万千瓦。2023年全国新核准抽水蓄能电站49座，核准规模6342万千瓦；新投产装机容量515万千瓦，在运总装机容量达5094万千瓦，我国已建、在建抽蓄电站规模共计约2.3亿千瓦。2023年5月发布的《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 发改价格〔2023〕533号》，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。![]()
48座抽水蓄能电站的装机容量从7万千瓦到240万千瓦不等，容量电价范围从289.73元/千瓦到823.34元/千瓦，反映了不同电站的成本和效益差异。这些价格大多数高于燃煤火电的补偿价格，这表明政府在设定价格时考虑了市场竞争因素，但也有可能抽水蓄能是电网亲儿子（政策：政府核定的抽水蓄能容量电价对应的容量电费由电网企业支付，纳入省级电网输配电价回收）。上面这个政策其实也是延续，延续了2021年4月国家发展改革委发布的《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）。其明确了抽水蓄能的两部制电价，其中“电量电价以竞争性方式形成。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。”容量电价由政府核定确定（上图已展示），主要用于回收抽水蓄能电站提供调频、调压、系统备用等辅助服务的成本。政策明确了抽水蓄能的电量电价将在市场中形成，于是在2024年7月10日，广东率先出台抽水蓄能参与电力市场的实施方案。该方案明确了抽水蓄能电站作为独立市场主体的地位，允许其参与中长期和现货市场电能量交易。![]()
实际运行结果，没找到，广东交易中心的现货日报也没有体现，官网上也看不出来。（懂的朋友欢迎留言补充）![]()
与煤电的情况类似，近年来，随着天然气价格的波动，气电发电厂面临较大的固定成本压力。许多气电厂因高昂的燃料成本而难以盈利。例如，在广东，2022年气电发电的边际成本已达到0.65元/千瓦时，而实际市场价格却低于这一水平，这使得气电厂在市场中竞争变得愈发困难。但气电并没有类似煤电容量电价的全国性政策，一些地方政策如下：- 上海：自2024年7月起，天然气调峰机组的含税容量电价为444.12元/（千瓦·年），而热电联产机组的容量电价为438元/（千瓦·年）。这两个价格均显著高于煤电的容量电价，约为煤电价格的四倍以上。
- 广东：目前，广东省的气电容量电价与煤电同价，均为100元/（千瓦·年）。然而，由于气电的利用小时数逐渐下降，未来可能会根据实际运行情况进行调整。
- 江苏：已经实施了气电容量电价机制，并根据机组类型和功率制定相应的价格。例如，江苏省气电的容量收入约为0.0672元/千瓦时，具体标准依据不同机组的运行情况而定。
- 浙江：从电费单中可以看到用户需要缴纳的容量电费未0.0097元/kWh。
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其次，新能源（风电光伏）更不可能有了，就是因为它才要补偿火电企业，而且它反而应该是付费方，在强制配储和容量租赁政策中我们就看出来了。所以，以上就是电源侧的容量电价政策情况了，目前还是已核定补贴为主，未来可能会走向容量市场，引入竞争，让市场自主形成价格，不过那都是电力市场逐步成熟之后的事了，咱们耐心等待。![]()
本篇开头提到的，其实就是电网的两部制情况，相信用户侧的朋友们已经挺熟悉的了。目前，电网回收成本主要就是通过输配电价回收的，去年5月发布了两个政策，《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》和《关于第三监管周期区域电网输电价格及有关事项的通知(发改价格〔2023〕532号)》。后者说的是区域电网的事情，规定了电量电价随区域电网实际交易结算电量收取；容量电价随各省级电网终端销售电量（含市场化交易电量）收取。部分电价水平如下：![]()
而前者说的是省级电网的事情，也是咱们用户侧最熟悉的输配电价政策（两部制电价），参考四川如下：![]()
有朋友可能会觉得区域电网和自己没关系，但你注意看上图中的备注：电价含增值税、区域电网容量电费……![]()
除此以外，还有跨省跨区输电，毕竟咱们还有39条特高压输电线路等着回本呢。根据国家发展改革委2021年10月印发的《跨省跨区专项工程输电价格定价办法》，该办法发布后新定价的跨省跨区专项工程输电价格实行单一电量电价制，在此之前，部分以联网功能为主的专项工程实行单一容量电价制。据北京电力交易中心发布的2024年国家电网有限公司跨省跨区交易各环节输电价格，国家电网公司服务范围内的36个跨省跨区专项工程中，34个实行单一电量电价制。单一容量电价与单一电量电价都是两部制电价的特殊形式，区别在于：- 单一容量电价:基于容量收费,固定成本,不随实际用电量变化。
- 单一电量电价:根据实际用电量收费,变动成本,随用电量变化。
其实这也和跨省跨区的煤电思路一致，基本上都是用电方承担：
对纳入受电省份电力电量平衡的跨省跨区外送煤电机组，送受双方应当签订年度及以上中长期合同，明确煤电容量电费分摊比例和履约责任等内容。其中：（1）配套煤电机组，原则上执行受电省份容量电价，容量电费由受电省份承担。向多个省份送电的，容量电费可暂按受电省份分电比例分摊，鼓励探索按送电容量比例分摊。（2）其他煤电机组，原则上执行送电省份容量电价，容量电费由送、受方合理分摊，分摊比例考虑送电省份外送电量占比、高峰时段保障受电省份用电情况等因素协商确定。
大家可能都知道，近几年的独立储能和强制配储的储能，其效果都不太好，而储能的投资收益不明确，或者预期下降，将会对行业发展产生阻碍。- 河北省：河北省试行独立储能容量电价激励机制，设定容量电价上限为100元/（千瓦·年）。这一政策旨在鼓励独立储能的发展，并逐步退坡以适应市场变化。
- 新疆：容量补偿价格则是基于放电量进行计算，2023年的补偿价格定为0.2元/千瓦时，2024年起每年递减20%。这种按放电量计算的方式旨在激励储能系统的有效使用，并促进其市场化发展。
- 广东省：广东省也在积极征求意见，计划推出新型储能的容量电价政策，可能会延续煤电和气电的容量电价思路。这表明广东省对独立储能的重视，并希望通过合理的定价机制来推动该领域的发展。
其实除此以外，各个省份的容量租赁政策，也是在增加独立共享储能的收入，来保障其良性发展，之后我们再来深入分析。
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我们前面梳理了那么多，但还有个关键问题就是钱从哪来，这里要记住电力系统的一个基本规则：谁受益，谁承担。煤电说：煤电容量电费纳入系统运行费用，由工商业用户分摊。抽水蓄能说：政府核定的抽水蓄能容量电价对应的容量电费由电网企业支付，纳入省级电网输配电价回收。跨省跨区说：容量电价则根据联网工程的受益情况由受益地区电力用户承担。![]()
这一切仿佛都是用户在买单，确实也是，用户受益了嘛，但用户能够有容量电价的收益吗？用户通过出让自己的用电容量（峰期不用电，谷期猛用电）来获取补贴，这就是一种容量补偿。二是2024年9月10日，国家发展改革委发布的《关于推动车网互动规模化应用试点工作的通知发改办能源〔2024〕718号》，里面提到：鼓励V2G项目聚合参与电力现货、绿电交易以及储能容量租赁等市场，验证V2G资源的等效储能潜力。
这里的储能容量租赁就类似于前面提到的独立共享储能了，而目前的用户侧配套储能是没有这个资格的，这就给充换电站带来了一定的想象空间。
总结来看，容量电价是两部制电价中的一环，是为了让电力和电量都能按需供给和使用的一种补贴机制，更是让电力系统能够良好安全稳定运行的保障手段之一。
以上就是目前国内的容量电价政策和现在梳理了，篇幅有限，错漏难免，下一篇我们继续聚焦容量电价，感兴趣的，想深入了解的话题欢迎留言，或进群互动。
以上内容均来自公开内容整理，生成配图来自Leonardo，数据分析及可视化来自Claude 3.5，作为学习笔记，仅供参考，如有幻觉，欢迎指出。参考资料：（链接放星球了）
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