甘肃市场容量补偿机制影响分析

2025年7月14日，甘肃省发展和改革委员会发布了《甘肃省关于建立发电侧容量电价机制的通知（征求意见稿）》，这一政策的出台，旨在为电力市场注入更为科学合理的运行规则，以适应甘肃能源结构转型需求，保障电力安全稳定供应。具体规则梳理如下：

一旦规则落实之后，对于市场主体会有哪些影响呢，接下来我们结合不同市场主体的情况展开分别讨论。

一、对火电的影响

随着新能源装机占比的不断提高，火电的角色逐渐从电量主体向调节性电源转变，在这一过程中，火电面临着利用小时数下降、收益减少等问题。为了有效缓解火电企业的经营压力，提高火电收益及参与电力市场调节的积极性，根据征求意见稿，将煤电容量电价标准设置至每年每千瓦330元，基本可以实现火电固定成本全额补偿。只是这笔钱想要全部拿到还是有一定难度的，根据征求意见稿所述，容量机制规则下煤电机组的非计划停运次数将受到严格考核，若月内发生三次非停，扣减当月容量电费，全年有三个月发生，扣减全年容量电费。这将倒逼火电企业加强设备维护和管理，提高机组的可靠性和稳定性。

虽然机制考核严格，但毫无疑问的是实施容量电价机制对火电进行全容量成本补偿后，火电在现货市场申报时，无需再考虑该部分固定成本，仅需考虑变动成本进行申报，势必造成火电现货报价的下滑。

图1：2024年1月-2024年7月发电侧报价

如图，从交易中心公布的2024年1月至今的发电侧报价信息来看，报价水平基本在400元/兆瓦时上下浮动，考虑到容量补偿后（暂不考虑一次能源价格对于火电报价的影响），报价均价预计将下滑到300元/兆瓦时左右，势必造成现货价格下降，尤其是火电出力的高峰时段，传统的现货高价时段价格将进一步下滑。在容量补偿的基础上，为了限制火电抬价拉高现货价格的情况，征求意见稿提到，现货市场申报/出清价格下限保持不变，依然为40元/兆瓦时，而申报上限设置为500元/兆瓦时，下降了150元/兆瓦时，申报上限价的下调限制了火电抬价的行为，虽然出清价格上限上调为1000元/兆瓦时，但从2024年1月至今来看，甘肃现货价格触及上限的比例不足1%，因此上调出清价格上限更多的是为稀缺资源给出了更高更合理的定价，对现货价格的走势影响较小。因此可以预料到的是，一旦容量补偿政策落实，势必造成现货价格的走低。

同时现货价格的走低又会反馈到中长期价格，从2025年年度、月度中长期签约情况来看，火电基本处于惜售的状态，一方面250元/兆瓦时左右的签约均价对于火电来说实在不算高，另一方面受到新能源的挤压，火电在中长期市场的竞争力明显不足，因此大量火电选择通过进现货抬高报价保收益。容量补偿机制下，火电降价签约中长期的意愿将显著增强，中长期市场将面临新一轮的降价洗牌潮，新一轮的降价周期下，新能源又该何去何从呢？

二、对新能源的影响

上文提到，容量补偿机制落实之后，中长期和现货价格恐面临双双下杀的趋势，而新能源可谓在夹缝中求生存，在原有规则下，新能源还能享受到火电抬价后现货价格走高的红利，以及中长期市场火电的竞争力不足，新能源竞争优势巨大，从而成为稀缺资源的情况。

而征求意见稿又明确提到“考虑到风电、光伏在用电高峰时段提供可靠电力供应的能力有限，抽水蓄能电站尚处于建设初期，实施范围暂包括合规在运的公用煤电机组、电网侧新型储能”，也就是说新能源暂时没有补偿，在没有针对新能源的有利政策出台之前，是否感觉新能源的天都要塌了？

当然也别急，甘肃针对新能源的《甘肃省深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展实施方案（征求意见稿）》，即136号文对应的甘肃实施细则不久前也已发布，通过机制电价的形式有效保证新能源的收益，只是从目前看，针对存量项目的机制电量比例有限，针对增量项目采取的竞价模式又充满了不确定性，针对新能源装机比例超60%的甘肃市场来说，机制电量比例过低无法保证新能源收益，机制电量比例过高意味着用户侧将承担更高的电费成本，这显然也是政府不愿意看到的。在这种情况下，新能源具体该何去何从，这里姑且打个问号吧！

三、对储能的影响

从征求意见稿来看，政策对不同类型储能影响差异巨大，目前政策仅对电网侧新型储能进行补偿，电源侧、工商业等非网侧储能无法获得补偿。现阶段储能收益非常依赖于现货电能量价差，峰谷价差的变动将直接影响现货收益。根据交易中心公布的数据，2024年1月-2025年7月，甘肃现货日前统一结算点分时价格如图所示：

图2：2024年1月-2024年7月日前均价

其中2024年峰谷价差约为180元/兆瓦时，2025年峰谷价差约为270元/兆瓦时（2025年受火电抬价影响，峰谷价差显著高于2024年），按照储能一充一放，80%的转化率简单估算，结合2025年峰谷价差折算发电量的度电收益约为216元/兆瓦时（由于储能所在节点位置不同，收益波动较大，这里拿统一结算点价格进行简单估算），如果按容量补偿造成峰谷价差下降到2024年的水平，折算发电量的度电收益约为144元/兆瓦时，降幅达33%，实际降幅可能更大。对于电网侧储能来说，容量补偿可以弥补峰谷价差下降带来的收益下滑，而对于电源侧、工商业储能等主体来说，势必带来收益的下降。

四、对用户侧的影响

容量电价机制的实施，意味着用户需要承担一部分发电侧的固定成本。根据征求意见稿，容量电费将由省内工商业用户按当月用电量比例、外送电量按协商比例共同分摊，这将在一定程度上增加用户的用电成本。而中长期和现货价格下降带来的电能量批发成本的下滑能否覆盖该部分成本呢？目前看大概率是不能的，一旦政策落实之后，用户侧的用电成本大概率要随之上涨。

五、总结与展望

甘肃省本次出台的发电侧容量电价机制，是在新能源高比例接入背景下，对电力市场机制的一次重要探索和创新。通过建立容量电价机制，为煤电和储能提供了合理的补偿渠道，有助于稳定发电侧投资预期，促进电力系统的安全稳定运行和资源优化配置。同时，容量电价机制的实施也将对现货市场、储能、火电、新能源和用户侧产生深远影响，只是几家欢喜几家忧呢？