如何看待电力容量市场？

根据我们对需求（电网最大用电负荷，通常在夏季）和供给（下文给出两种测算方法），我 们可以得出结论，2030 年之前电力容量大概率就会出现供给大于需求的局面，扭转“十四 五”供给不足的状态。

容量市场的需求通常意义上理解为支撑电力系统的最高负荷。根据我们在 2024 年 8 月的报 告《公用事业/电力设备：客观看待电力缺口与过剩并存》中总结的，全球变暖背景下天气 变化将呈现两极化的趋势，即“夏季更热，冬季更冷”。据人民网报道，我国夏季降温用电 负荷占全国最大用电负荷比重达到三成，部分省份比重甚至超过 40%，气温对用电的影响 越来越突出。基于对 1）夏季平均气温，2）降温负荷占最高负荷比重，3）降温负荷与夏季 平均气温的关系我们预测，“十五五”实际最高用电负荷的 CAGR 约为 5.3%，低于“十四 五”的 7.2%，主要原因就是非降温负荷的增速从 4.1%放缓至 2.6%。

但实际最高负荷还受到快速增长的虚拟电厂影响，后者可以在系统极度缺电时放电或减少 用电。结合今年以来非降温负荷增长乏力，解释了为什么 2025 年电网实际最高负荷 15.06 亿千瓦远低于我们在 2024 年 8 月的报告《公用事业/电力设备：客观看待电力缺口与过剩 并存》中的保守预期 15.44 亿千瓦，也低于中电联年初的预测 15.5 亿千瓦的原因。根据我 们对储能和虚拟电厂的预测，我们测算表观最高用电负荷的 CAGR 会在 2026-30 年下降至 4.5%。其中，需要说明的是虚拟电厂聚合的资源中非常重要的组成部分之一就是新型储能， 为了避免重复计算本文对虚拟电厂描述的口径都是与新型储并列的，不包括储能，所以我 们本文指代的虚拟电厂的容量会明显小于国家的要求（发改委发布的《电力需求侧管理办 法》提出到 2025 年各省需求响应能力达到最大用电负荷的 3%-5%）。

如何去刻画容量市场的供给一直是一个难题。下文采取两种方式： 1）按照部分地方最新机制，例如甘肃 2025 年 7 月出台的《发电侧容量电价机制征求意见 稿》和 9 月青海《电源侧容量补偿机制暂行办法》，计算有效容量和最大净负荷的供需系数； 2）传统意义上我们电力系统测算可用容量与备用率。

按照甘肃、宁夏和青海的机制，煤电和储能可以获得的容量电价=容量电价（补偿）标准（例 如甘肃每千瓦 330 元，宁夏 2026 年暂定 165 元）×供需系数，单台机组容量电费补偿上限 取当年净负荷达到最大净负荷 90%以上时段对应可调出力最小值。而供需比的分母（供给） 为煤电、电网侧新型储能、风电、光伏、水电等电源的有效容量之和，具体标准如下： 1) 三省对煤电机组的有效容量的算法基本一致，根据机组铭牌容量扣除厂用电后确定； 2) 甘肃/宁夏网侧新型储能有效容量据满功率放电时长/6×额定功率并扣除厂用电后确定； 3) 甘肃风电、光伏机组的有效容量根据装机容量扣除厂用电后的 7%、1%确定； 4) 甘肃水电机组的有效容量根据装机扣除厂用电后，蓄水式按 98%、径流式按 32%确定； 5) 青海对于不可持续调节性电源（包括抽蓄、新型储能）规定其有效容量为 min（最大 可储存电能量/系统净负荷高峰持续时长，最大放电功率），对于不可调节电源的有效容 量（例如风光）需要按照装机×有效系数，其中有效系数是为 min（该类型电源近 3-5 年净负荷高峰时段平均负荷率，全年平均负荷率）。

其实山东在 2025 年 8 月印发的《山东省新能源上网电价市场化改革实施方案》中也提及了 优化发电侧容量补偿机制。根据山东电网用电负荷（含备用容量）总需求，对各类型市场 化机组的有效容量给予补偿。按照全网回收长期边际机组固定成本原则确定容量补偿标准， 依据系统总容量需求与总有效容量，设置容量供需系数。发电机组容量电费由机组可提供 的有效容量、容量补偿电价标准以及当年容量供需系数三者乘积确定——上述省份关于容 量电价机制的算法原则上高度类似，但是具体计算细则考虑该省实际情况会有不同。 甘肃有效容量计算方法中已公开发布的定量参数最多，我们参照其计算规则，对全国所有 装机（包括储能）进行预测。其中，对电源侧的预测参照本章节第一段，储能的预测如下： 1）参照华泰证券 2025 年 9 月的报告《政策组合拳为需求侧打开新模式空间》，新型储能年 均新投产 0.6 亿千瓦，2026 年提前完成中央 2027 年 1.8 亿千瓦的目标； 2）根据我们统计的抽蓄项目进度，在建 1.56 亿千瓦装机中 2030 年之前可以投产的约 1.20 亿千瓦，2029 年提前完成中央 2030 年 1.2 亿千瓦的投产目标。

根据我们的计算： 1) “十五五”期间全国有效容量的增速 CAGR 为 6.4%，高于“十四五”的 4.8%；而我 国最高用电负荷的增速“十五五”期间为 5.0%，“十四五”期间为 7.0%——可见有效 装机的供给增速“十四五”期间明显低于需求，而“十五五”则会发生逆转。 2) 假设不考虑储能只考虑电源侧布局，“十五五”期间全国有效容量的增速 CAGR 为 4.8%， 低于同期实际最高用电负荷的增速 5.3%（不考虑虚拟电厂影响）——倘若完全没有市 场化电价机制去激励虚拟电厂、储能这类本身不发电或用电的主体，我国当前的电源 侧布局是完全符合我们能源保供需要的，不能说有明显冗余；如果工业用电负荷超预 期，我国的电源侧投资或许还不足以支撑每年夏天的顶峰负荷。 3) 对于有效容量，电源侧“十五五”CAGR 为 4.8%，考虑储能为 6.4%，这其中的差值 0.8pct 来自电化学等新型储能，0.8pct 来自抽水蓄能。按照青海的定义，任何储能都 属于不可持续调节性电源，相比源侧装机，对能源保供安全的底线来说不可同日而语。

根据我们 2024 年 8 月的报告《客观看待电力缺口与过剩并存》对电力系统备用率测算（不 考虑新型储能），2022 年备用率首次下降至 20%以下，在极端气候下我国发生了严重缺电 事故。2023-24 年备用率还在持续下降，但得益于以下两点，我国电力供需形势相对温和： 1）气候状态并不严峻，多地高温时段错峰，北方或华南雨水充沛； 2）夏季光伏出力大，且近年来光伏装机增速较高（但在我们电力系统保供安全的传统计算 方式中，光伏被给予的可靠性出力系数为零）。

根据我们的测算： 1) “十五五”全国可控装机 CAGR 为 5.5%，高于“十四五”的 4.6%；而我国最高用电 负荷的增速“十五五”为 5.0%，“十四五”为 7.0%——与有效装机的趋势一致，即便 不考虑新型储能，可控装机增速“十四五”明显低于需求，“十五五”则会发生逆转。 2) 2024 年备用率会下降至 15%，为近年来最低点，2025 年开始备用率逐步回升，2030 年会提升至 20%以上，“十五五”该比例大概率持续改善。 3) 若不考虑抽蓄和虚拟电厂，“十五五”全国可控装机增速为 4.6%，仅略高于“十四五” 的 4.3%；而我国实际最高负荷的增速“十五五”期间为 5.0%，“十四五”期间 7.2%， 2026-30 年系统备用率依然不足，大约在 8%-10%的水平，“缺电”风险依然存在。

这种测算方法相比前文有效容量的测算方法结果更为保守，原因就是可控装机出力的计算 中对近年来高速增长的风光给予了非常低的可靠性置信度，换言之： 1) 若只相信传统能源的保供能力，2026-30 年电力系统的顶峰能力并不比 2022 年更强； 2) 如果我们认可风光尤其是光伏在夏季高峰的出力，或认可抽蓄虽然是不可持续调节电源， 但可靠性堪比火电，那么“十五五”的容量规划与我们测算的顶峰需求是基本匹配的； 3) 新型储能的快速发展，大概率会在 2030 年之前带来容量的供给大于需求，大幅提升电 力系统的保供置信度的同时，拉低了有效容量的供需系数，会造成单位容量电价的下降。