如何看待電力容量市場？

根據(jù)我們對需求（電網(wǎng)最大用電負荷，通常在夏季）和供給（下文給出兩種測算方法），我 們可以得出結(jié)論，2030 年之前電力容量大概率就會出現(xiàn)供給大于需求的局面，扭轉(zhuǎn)“十四 五”供給不足的狀態(tài)。

容量市場的需求通常意義上理解為支撐電力系統(tǒng)的最高負荷。根據(jù)我們在 2024 年 8 月的報 告《公用事業(yè)/電力設(shè)備：客觀看待電力缺口與過剩并存》中總結(jié)的，全球變暖背景下天氣 變化將呈現(xiàn)兩極化的趨勢，即“夏季更熱，冬季更冷”。據(jù)人民網(wǎng)報道，我國夏季降溫用電 負荷占全國最大用電負荷比重達到三成，部分省份比重甚至超過 40%，氣溫對用電的影響 越來越突出。基于對 1）夏季平均氣溫，2）降溫負荷占最高負荷比重，3）降溫負荷與夏季 平均氣溫的關(guān)系我們預(yù)測，“十五五”實際最高用電負荷的 CAGR 約為 5.3%，低于“十四 五”的 7.2%，主要原因就是非降溫負荷的增速從 4.1%放緩至 2.6%。

但實際最高負荷還受到快速增長的虛擬電廠影響，后者可以在系統(tǒng)極度缺電時放電或減少 用電。結(jié)合今年以來非降溫負荷增長乏力，解釋了為什么 2025 年電網(wǎng)實際最高負荷 15.06 億千瓦遠低于我們在 2024 年 8 月的報告《公用事業(yè)/電力設(shè)備：客觀看待電力缺口與過剩 并存》中的保守預(yù)期 15.44 億千瓦，也低于中電聯(lián)年初的預(yù)測 15.5 億千瓦的原因。根據(jù)我 們對儲能和虛擬電廠的預(yù)測，我們測算表觀最高用電負荷的 CAGR 會在 2026-30 年下降至 4.5%。其中，需要說明的是虛擬電廠聚合的資源中非常重要的組成部分之一就是新型儲能， 為了避免重復(fù)計算本文對虛擬電廠描述的口徑都是與新型儲并列的，不包括儲能，所以我 們本文指代的虛擬電廠的容量會明顯小于國家的要求（發(fā)改委發(fā)布的《電力需求側(cè)管理辦 法》提出到 2025 年各省需求響應(yīng)能力達到最大用電負荷的 3%-5%）。

如何去刻畫容量市場的供給一直是一個難題。下文采取兩種方式： 1）按照部分地方最新機制，例如甘肅 2025 年 7 月出臺的《發(fā)電側(cè)容量電價機制征求意見 稿》和 9 月青海《電源側(cè)容量補償機制暫行辦法》，計算有效容量和最大凈負荷的供需系數(shù)； 2）傳統(tǒng)意義上我們電力系統(tǒng)測算可用容量與備用率。

按照甘肅、寧夏和青海的機制，煤電和儲能可以獲得的容量電價=容量電價（補償）標(biāo)準（例 如甘肅每千瓦 330 元，寧夏 2026 年暫定 165 元）×供需系數(shù)，單臺機組容量電費補償上限 取當(dāng)年凈負荷達到最大凈負荷 90%以上時段對應(yīng)可調(diào)出力最小值。而供需比的分母（供給） 為煤電、電網(wǎng)側(cè)新型儲能、風(fēng)電、光伏、水電等電源的有效容量之和，具體標(biāo)準如下： 1) 三省對煤電機組的有效容量的算法基本一致，根據(jù)機組銘牌容量扣除廠用電后確定； 2) 甘肅/寧夏網(wǎng)側(cè)新型儲能有效容量據(jù)滿功率放電時長/6×額定功率并扣除廠用電后確定； 3) 甘肅風(fēng)電、光伏機組的有效容量根據(jù)裝機容量扣除廠用電后的 7%、1%確定； 4) 甘肅水電機組的有效容量根據(jù)裝機扣除廠用電后，蓄水式按 98%、徑流式按 32%確定； 5) 青海對于不可持續(xù)調(diào)節(jié)性電源（包括抽蓄、新型儲能）規(guī)定其有效容量為 min（最大 可儲存電能量/系統(tǒng)凈負荷高峰持續(xù)時長，最大放電功率），對于不可調(diào)節(jié)電源的有效容 量（例如風(fēng)光）需要按照裝機×有效系數(shù)，其中有效系數(shù)是為 min（該類型電源近 3-5 年凈負荷高峰時段平均負荷率，全年平均負荷率）。

其實山東在 2025 年 8 月印發(fā)的《山東省新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案》中也提及了 優(yōu)化發(fā)電側(cè)容量補償機制。根據(jù)山東電網(wǎng)用電負荷（含備用容量）總需求，對各類型市場 化機組的有效容量給予補償。按照全網(wǎng)回收長期邊際機組固定成本原則確定容量補償標(biāo)準， 依據(jù)系統(tǒng)總?cè)萘啃枨笈c總有效容量，設(shè)置容量供需系數(shù)。發(fā)電機組容量電費由機組可提供 的有效容量、容量補償電價標(biāo)準以及當(dāng)年容量供需系數(shù)三者乘積確定——上述省份關(guān)于容 量電價機制的算法原則上高度類似，但是具體計算細則考慮該省實際情況會有不同。 甘肅有效容量計算方法中已公開發(fā)布的定量參數(shù)最多，我們參照其計算規(guī)則，對全國所有 裝機（包括儲能）進行預(yù)測。其中，對電源側(cè)的預(yù)測參照本章節(jié)第一段，儲能的預(yù)測如下： 1）參照華泰證券 2025 年 9 月的報告《政策組合拳為需求側(cè)打開新模式空間》，新型儲能年 均新投產(chǎn) 0.6 億千瓦，2026 年提前完成中央 2027 年 1.8 億千瓦的目標(biāo)； 2）根據(jù)我們統(tǒng)計的抽蓄項目進度，在建 1.56 億千瓦裝機中 2030 年之前可以投產(chǎn)的約 1.20 億千瓦，2029 年提前完成中央 2030 年 1.2 億千瓦的投產(chǎn)目標(biāo)。

根據(jù)我們的計算： 1) “十五五”期間全國有效容量的增速 CAGR 為 6.4%，高于“十四五”的 4.8%；而我 國最高用電負荷的增速“十五五”期間為 5.0%，“十四五”期間為 7.0%——可見有效 裝機的供給增速“十四五”期間明顯低于需求，而“十五五”則會發(fā)生逆轉(zhuǎn)。 2) 假設(shè)不考慮儲能只考慮電源側(cè)布局，“十五五”期間全國有效容量的增速 CAGR 為 4.8%， 低于同期實際最高用電負荷的增速 5.3%（不考慮虛擬電廠影響）——倘若完全沒有市 場化電價機制去激勵虛擬電廠、儲能這類本身不發(fā)電或用電的主體，我國當(dāng)前的電源 側(cè)布局是完全符合我們能源保供需要的，不能說有明顯冗余；如果工業(yè)用電負荷超預(yù) 期，我國的電源側(cè)投資或許還不足以支撐每年夏天的頂峰負荷。 3) 對于有效容量，電源側(cè)“十五五”CAGR 為 4.8%，考慮儲能為 6.4%，這其中的差值 0.8pct 來自電化學(xué)等新型儲能，0.8pct 來自抽水蓄能。按照青海的定義，任何儲能都 屬于不可持續(xù)調(diào)節(jié)性電源，相比源側(cè)裝機，對能源保供安全的底線來說不可同日而語。

根據(jù)我們 2024 年 8 月的報告《客觀看待電力缺口與過剩并存》對電力系統(tǒng)備用率測算（不 考慮新型儲能），2022 年備用率首次下降至 20%以下，在極端氣候下我國發(fā)生了嚴重缺電 事故。2023-24 年備用率還在持續(xù)下降，但得益于以下兩點，我國電力供需形勢相對溫和： 1）氣候狀態(tài)并不嚴峻，多地高溫時段錯峰，北方或華南雨水充沛； 2）夏季光伏出力大，且近年來光伏裝機增速較高（但在我們電力系統(tǒng)保供安全的傳統(tǒng)計算 方式中，光伏被給予的可靠性出力系數(shù)為零）。

根據(jù)我們的測算： 1) “十五五”全國可控裝機 CAGR 為 5.5%，高于“十四五”的 4.6%；而我國最高用電 負荷的增速“十五五”為 5.0%，“十四五”為 7.0%——與有效裝機的趨勢一致，即便 不考慮新型儲能，可控裝機增速“十四五”明顯低于需求，“十五五”則會發(fā)生逆轉(zhuǎn)。 2) 2024 年備用率會下降至 15%，為近年來最低點，2025 年開始備用率逐步回升，2030 年會提升至 20%以上，“十五五”該比例大概率持續(xù)改善。 3) 若不考慮抽蓄和虛擬電廠，“十五五”全國可控裝機增速為 4.6%，僅略高于“十四五” 的 4.3%；而我國實際最高負荷的增速“十五五”期間為 5.0%，“十四五”期間 7.2%， 2026-30 年系統(tǒng)備用率依然不足，大約在 8%-10%的水平，“缺電”風(fēng)險依然存在。

這種測算方法相比前文有效容量的測算方法結(jié)果更為保守，原因就是可控裝機出力的計算 中對近年來高速增長的風(fēng)光給予了非常低的可靠性置信度，換言之： 1) 若只相信傳統(tǒng)能源的保供能力，2026-30 年電力系統(tǒng)的頂峰能力并不比 2022 年更強； 2) 如果我們認可風(fēng)光尤其是光伏在夏季高峰的出力，或認可抽蓄雖然是不可持續(xù)調(diào)節(jié)電源， 但可靠性堪比火電，那么“十五五”的容量規(guī)劃與我們測算的頂峰需求是基本匹配的； 3) 新型儲能的快速發(fā)展，大概率會在 2030 年之前帶來容量的供給大于需求，大幅提升電 力系統(tǒng)的保供置信度的同時，拉低了有效容量的供需系數(shù)，會造成單位容量電價的下降。