2025.9.25电价：“电量” 向左，“容量 + 调节” 向右

一、核心投资逻辑

当前发改委、能源局电改政策频出，无论是《电力现货连续运行地区市场建设指引》提出的日前市场 & 可靠性机组组合，还是《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》提出的输配电价 “单一容量制电价”，均释放出信号：发电侧与用户侧，可靠性容量的重要性相较于发用电量在提升。

经测算，中国电量市场 2023 年开启从 “电量紧缺” 向 “供过于求” 的转变，“十五五” 期间电量电价价值或持续下降，而容量电价价值将明显上升。通过对电力负荷峰谷测算发现，最高负荷对应的供需系数或备用率大概率 2024 年见顶回落，若无交易层面垄断力和煤价上涨，峰值电价进一步提升空间有限；随着风光渗透率提升，谷段电价理论上有下降空间，且现货电价下限足够低时，储能和虚拟电厂会带动 “十五五” 最低负荷增长提速，以消纳更多新增新能源装机，深谷电价需在弃电率与结算电价间寻求平衡。

对各类调节性电源侧 LCOE/LCOS 测算显示，新型储能需现货价差约 0.4 元 / 度，抽水蓄能约 0.2-0.3 元 / 度，火电介于两者之间。预计 2027-30 年全国大部分地区现货价差可达 0.4 元 / 度左右，配合适当容量电价机制，火电、电化学储能和抽蓄或能获得 6% 以上回报率。若煤价无法回到 800 元 / 吨水平，容量电价不区分技术种类的定价原则可保障核电投资积极性；若各类电源（含储能）不区分技术手段参与容量机制，风光配储意愿将大幅提升。

二、与市场不同的观点

市场担忧新型储能放量影响电力系统对火电和抽水蓄能的需求，经测算可证明以下两点：

• “十五五” 期间，若不考虑储能，即便 2025 年火电装机增速提速，基荷电源建设速度仍无法匹配表观最高负荷增长（4.8% vs 5.0%），煤电增量在可见范围内仍必要（核电和水电建设周期长，气电成本高）。

• 不考虑新型储能（考虑抽蓄），“十五五” 可控装机增速 5.5% 仅略高于真实最高负荷增速（5.3%）；若电力市场价格信号不足以激发虚拟电厂削峰填谷，储能仍是容量市场必需。即便 “十五五” 抽水蓄能投产提前完成 2030 年目标，2030 年前备用率也不足以回到 20%，且抽蓄 LCOS 显著低于电池储能，抽水蓄能未来发展可期。

市场还担忧按甘肃等地容量电价精神，电源侧（含储能）同台分享容量电价，会导致抽水蓄能当前较高容量电价难持续、火电容量电价难达 330 元 / 千瓦。但测算显示，“十五五” 火电供需系数虽下降，容量电价仍有 200 元 / 千瓦以上，显著高于当前水平；在点火价差仅 2-3 分 / 度的极悲观长协议价能力假设下，火电只需 0.2-0.4 元 / 度峰谷价差即可实现 6-7% 的 IRR。抽蓄对现货价差要求显著低于火电和新型储能，只要新型储能投资具备盈利条件，成本更低的火电和抽水蓄能回报率无需过分担心。

三、中国电力市场：能量供大于求，容量 “十五五” 拐点将至

（一）电力能量市场：供需拐点 2023 年见顶，“十五五” 相对宽松

基荷电源增速高于用电需求，电量电价承压。中国电量市场 2023 年开启从 “电量紧缺” 向 “供过于求” 的转变。测算显示，“十五五” 不考虑新能源，火电、水电、核电等基荷电源 2025-27 年装机 CAGR（换算成等效利用小时）为 5.8%，“十五五” CAGR 为 5.6%；结合 2025 年 1-8 月 4.6% 的用电增速，即便无新能源新增，电量供需仍存压力。

供给侧主要假设如下：

• 水电：建设周期长，自核准至投产耗时超 7 年，可从 2023/2024 年核准情况推测 2025-2030 年装机量。

• 核电：建设周期接近 6 年，可从已核准机组情况推测 2025-2030 年装机量。

• 火电：2022-23 年火电核准高增，排产紧张致建设周期拉长，假设煤电 / 气电项目自核准至投产 3/4 年，已核准项目多将于 2028-29 年投产。

• 风光：2026-30 年年均新增风光装机与 “十四五” 持平，约每年 250-260GW，其中风电每年约 100-110GW，占比较 2020-25 年大幅提升。

2025 年 4 月，国家发改委、能源局联合发布《电力辅助服务市场基本规则》，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司联合发布《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》，明确我国电力市场正从 “单一能量市场” 向 “能量 + 容量 + 辅助服务” 多元市场过渡，火电、核电、抽蓄（2025 年 8 月底抽蓄装机达 6236.5 万千瓦，提前完成 “十四五” 6200 万目标）、储能装机增速显著提升，容量市场拐点或于 “十五五” 到来。

（二）电力容量市场：“十五五” 大概率出现供需拐点

通过对需求（电网最大用电负荷，通常在夏季）和供给的分析，可得出 2030 年前电力容量大概率出现供给大于需求的局面，扭转 “十四五” 供给不足状态，未来 5 年我国电力系统坚实程度将进一步提升。

1. 需求：非降温负荷增速放缓，虚拟电厂平抑最高用电负荷波动

容量市场需求通常理解为支撑电力系统的最高负荷。全球变暖背景下，天气呈 “夏季更热，冬季更冷” 趋势，我国夏季降温用电负荷占全国最大用电负荷比重达三成，部分省份超 40%，气温对用电影响日益突出。基于夏季平均气温、降温负荷占最高负荷比重、降温负荷与夏季平均气温的关系预测，“十五五” 实际最高用电负荷 CAGR 约 5.3%，低于 “十四五” 的 7.2%，主因非降温负荷增速从 4.1% 放缓至 2.6%。

实际最高负荷还受快速增长的虚拟电厂影响，其可在系统极度缺电时放电或减少用电。2025 年电网实际最高负荷 15.06 亿千瓦，低于此前保守预期和中电联年初预测，原因之一是 2025 年非降温负荷增长乏力。结合对储能和虚拟电厂的预测，2026-30 年表观最高用电负荷 CAGR 将下降至 4.5%（本文中虚拟电厂口径与新型储能并列，不包括储能，故容量小于国家要求）。

2. 供给测算 - 有效容量：“十五五” 电源规划与负荷匹配，储能为额外放量因素

参考甘肃、宁夏、青海等地最新机制，煤电和储能容量电价 = 容量电价（补偿）标准 × 供需系数，单台机组容量电费补偿上限取当年净负荷达最大净负荷 90% 以上时段对应可调出力最小值。供需比分母（供给）为煤电、电网侧新型储能、风电、光伏、水电等电源有效容量之和，各省对不同电源有效容量计算有具体标准，且山东等地政策也提及优化发电侧容量补偿机制，算法原则类似但细则因省而异。

参照甘肃计算规则，结合对电源侧和储能的预测（新型储能年均新投产 0.6 亿千瓦，2026 年提前完成 2027 年 1.8 亿千瓦目标；抽蓄在建 1.56 亿千瓦中 2030 年前可投产约 1.20 亿千瓦，2029 年提前完成 2030 年 1.2 亿千瓦目标），得出以下结论：

• “十五五” 全国有效容量增速 CAGR 6.4%，高于 “十四五” 的 4.8%；最高用电负荷增速 “十五五” 5.0%，“十四五” 7.0%，有效装机供给增速 “十四五” 低于需求，“十五五” 逆转。

• 不考虑储能仅考虑电源侧，“十五五” 全国有效容量增速 CAGR 4.8%，低于同期实际最高用电负荷增速 5.3%（不考虑虚拟电厂影响），当前电源侧布局符合能源保供需要，无明显冗余，若工业用电负荷超预期，电源侧投资或不足支撑夏季顶峰负荷。

• 电源侧 “十五五” 有效容量 CAGR 4.8%，考虑储能为 6.4%，差值中 0.8pct 来自电化学等新型储能，0.8pct 来自抽水蓄能，且储能作为不可持续调节性电源，对能源保供安全的重要性不及源侧装机。

3. 供给测算 - 备用率：不考虑新型储能，抽蓄带动 “十五五” 备用率恢复至 20%

2022 年备用率首次降至 20% 以下，极端气候下出现严重缺电事故，2023-24 年备用率持续下降，但因气候状态不严峻、夏季光伏出力大且装机增速高，电力供需形势相对温和。

测算显示：

• “十五五” 全国可控装机 CAGR 5.5%，高于 “十四五” 的 4.6%；最高用电负荷增速 “十五五” 5.0%，“十四五” 7.0%，与有效装机趋势一致，不考虑新型储能，可控装机增速 “十四五” 低于需求，“十五五” 逆转。

• 2024 年备用率降至 15%（近年最低点），2025 年起逐步回升，2030 年提升至 20% 以上，“十五五” 该比例大概率持续改善。

• 不考虑抽蓄和虚拟电厂，“十五五” 全国可控装机增速 4.6%，仅略高于 “十四五” 的 4.3%；实际最高负荷增速 “十五五” 5.0%，“十四五” 7.2%，2026-30 年系统备用率仍不足（约 8%-10%），“缺电” 风险仍存。

这种测算方法结果较有效容量测算更保守，因可控装机出力计算中对风光给予极低可靠性置信度。若仅信传统能源保供能力，2026-30 年电力系统顶峰能力不比 2022 年强；若认可风光夏季高峰出力或抽蓄可靠性，“十五五” 容量规划与顶峰需求基本匹配；新型储能快速发展大概率 2030 年前带来容量供大于求，提升电力系统保供置信度的同时，拉低有效容量供需系数，降低单位容量电价。

四、容量电价机制：火储同台，风光水核也有望参与

容量市场是弥补市场经济盲区的 “计划” 手段。理论完美市场中价格可引导合理投资，但现实中几乎所有国家电力市场都需额外容量补偿机制，如新能源可能拉低电能市场价格，发电投资存在大、周期长、价格波动大等问题，均需容量补偿。容量电价通常按机组装机容量计费，与实际发电量无关。

（一）现状：中央只覆盖煤电和抽蓄，多地政策激励气电和新型储能

目前我国容量电价政策未覆盖发电侧所有机组：

• 抽水蓄能：2021 年 5 月发改委《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》首次明确其价格形成机制，电量电价体现抽发损耗，容量电价回收全部成本并保证 6.5% 资本金回报率。

• 煤电：2023 年 11 月，国家发改委和能源局发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》，固定成本全国统一 330 元 /kW・年，2024～2025 年多数地方容量电价回收固定成本比例 30% 左右，部分地方 50% 左右，2026 年起各地比例不低于 50%。

• 气电：中央政策前，上海、江苏、浙江等地已有针对高成本气电的容量机制，中央政策后，广东 2024 年起对煤电和气电同时出台容量电价政策，目前全国几乎所有省份天然气发电都有容量政策保护。

• 新型储能：中央无统一容量电价政策，但多地政府为刺激储能发展出台支持性政策，容量电价主要针对非发电类资产，用于支撑电网稳定或提供灵活性调节能力，核电、风电、光伏等暂未获中央或地方明确容量补偿。

（二）未来：储能 / 其他电源和火电同台共享容量机制，供需决定价格

以山东、甘肃、青海等地政策为例，各地在火电、抽水蓄能、储能及其他电源容量电价分配上体现不同程度认可。以甘肃参数测算全国供需系数（简化为全国最大负荷（考虑虚拟电厂）），得出：

• 不考虑储能，“十五五” 全国供需系数约 85%，与 2024 年一致，按甘肃政策，火电容量电价约 260-270 元 / 千瓦。

• 考虑抽蓄，2026-30 年该比例从 2024 年 83% 降至 79%。

• 进一步考虑新型储能，2026-30 年该比例从 2024 年 82% 降至 75%，火电容量电价降至 230-240 元 / 千瓦，新型储能容量电价约 34 元 / 千瓦时。

若 2026 年起非降温负荷增速仅 0.3%（与 2025 年一致）：

• 不考虑储能，供需系数 2024 年见顶（85%），2026-30 年降至 79%。

• 考虑抽蓄，2026-30 年该比例从 2024 年 83% 降至 74%。

• 进一步考虑新型储能，2026-30 年该比例从 2024 年 82% 降至 70%，按甘肃政策，火电容量电价约 210-220 元 / 千瓦（仍高于 2025 年多数省份 100 元与 2026 年国家最低要求 165 元），新型储能容量电价约 32 元 / 千瓦时。

需注意，上述测算为粗略估算，因分子端暂缺备用容量和可中断负荷计算信息，且各省容量有考核和回溯机制，实际容量电价或低于预测。

五、各类电源与储能的峰谷价差需求

（一）新型储能：需 0.3-0.4 元 / 度峰谷价差实现 6% IRR

以 100MW×2 小时电站（1H25 中电联统计 77% 独立储能时长 2 小时）为例，设定 20 年生命周期、循环次数 4000、年运行时间 200 天等一系列假设，测算得出：

• 无容量电价或类似补贴时，一充一放独立储能电站需日内峰谷价差 0.8 元 / 度以上 IRR 才达 6%，两充两放电站需 0.45 元 / 度。

• 参照云南、浙江容量补偿政策，独立储能电站几乎无需考虑充放电即可收回成本；参照内蒙、江苏、新疆等省充放电补偿机制，充放电价差至少 0.3-0.4 元 / 度起步。

• 参照甘肃政策，独立储能电站容量电价 30-40 元 / 瓦时，两充两放电站需峰谷价差 0.35 元 / 度才有 6%-7% 资本金 IRR。2024-25 年现货市场正式运行省份中，仅蒙西、山西和山东勉强达标。若现货价差达 0.45 元 / 度且支撑日内两充两放，独立储能无容量电价也可获 6% 以上 IRR。预计 2026 年新能源全面入市后，部分省份现货价差或继续走扩，现货市场转正式运行后电网侧储能电站盈利空间进一步打开。

（二）抽蓄：容量电价或下降，6.5% IRR 需 0.2-0.3 元 / 度峰谷价差

即便按 330 元 / 千瓦容量电价标准，抽蓄可获容量电价约 220-270 元 / 千瓦，低于按 6.5% 资本金 IRR 核算的容量电价（发改委 533 号文），抽蓄电站需通过电能量市场（现货市场）和辅助服务市场回收部分盈利。

以丰宁抽蓄为例，中央核定容量电价 529 元 / 千瓦（一期和二期均值）刚好保障项目资本金 IRR 达 6.5%，全投资 4%。不考虑辅助服务市场，225 元 / 千瓦容量电价需峰谷价差 0.25 元 / 度，抽蓄资本金 IRR 才可回到 6.5%。

容量电价 200-300 元 / 千瓦水平下，抽蓄至少需 0.2-0.3 元 / 度峰谷价差获正常回报，低于新型储能。原因包括新型储能成本较高、抽蓄充放电时长符合长时储能要求、抽蓄 LCOS 低于锂电池储能（差距不大）、抽蓄经营期长而电化学储能寿命与衰减存挑战。

（三）火电：中长期点火价差或受供需拖累，峰谷价差需求与储能相似

参照德国能源转型经验，煤电利用小时降至 3700 以下时，点火价差 CDS（考虑碳排放）约 0.02-0.03 元 / 度。若 2030 年前后利用小时达低点，火电中长期点火价差维持该水平，217-260 元 / 千瓦容量电价不足以支撑火电获正常回报（如 6% 资本金 IRR）。

测算显示，火电需从现货市场套利空间或辅助服务市场赚回 0.4-0.5 元 / 度价差（假设 10% 敞口暴露在现货中高买低卖）；若预留 20% 结算电量用于现货套利，对现货峰谷价差要求约 0.2-0.3 元 / 度。只要系统峰谷价差可容纳抽蓄和电化学储能进一步投资，火电回报率有相对保障。

（四）核电：800 元 / 吨煤价下全入市风险大，亟需容量电价保护

按甘肃、青海等地容量补偿规则思路，火电、抽蓄和核电因顶峰负荷时间内平均可靠性出力强，应获较高容量电价。2025 年全国核电入市比例超 100%，火电随容量电价增长，边际机组电量报价下降，带动其他可再生能源市场化交易电价下行，对核电不利。测算显示，煤价低于 800 元 / 吨时，个别省份核电盈利能力显著承压，影响产业发展。

以广东批复电价 0.4135 元 / 度核电机组为例，即便市场化交易电价触底 0.372 元 / 度，取消变动成本补偿机制且市场化机组全面入市，华龙一号机组全投资 IRR 仍接近 6%，资本金 IRR 接近 12%。但广东电价为全国高地，其他沿海省份核电机组若中长期电价降至各省下限，无容量电价时无省份可获 5% 以上全投资 IRR；165 元 / 千瓦容量电价可提升全投资 IRR 0.6-0.8pct，330 元 / 千瓦容量电价几乎可保障大部分省份核电经济性。

（五）风光：容量机制或增强配储动力，源网侧储能殊途同归

目前风电和光伏因发电负荷不可控，即便当地容量电价机制允许其参与分享，实际顶峰容量电价也可能较低。但风光可通过配储将中午谷时电量挪到早晚高峰，此时新能源电站考虑配储的收益来源包括现货峰谷价差和多获取的容量电费，若当地顶峰时段不足 6 小时，新能源厂站配储获得的容量电价或多于独立储能电站。

六、峰谷价差：大概率 0.4 元 / 度，谷段低价是光伏消纳核心

电力现货市场长周期运行且风光装机比例超 50% 的省份有甘肃（2022 年 10 月）、山西（2025 年 1 月）、蒙西（2025 年 1 月）和山东（2025 年 5 月）。其中甘肃因现货最低限价及风电多于光伏等因素，峰谷价差常低于 0.3 元 / 度；山东新能源入市比例低，峰谷电价难真实反映当地情况；蒙西与山西 2025 年 1-8 月现货价差均超 0.4 元 / 度。

预测 2027 年左右我国风光装机占比接近或超 50%，2030 年达 54%，届时全国大部分地区批发侧峰谷价差或达 0.4 元 / 度左右，结合合理容量电价，足以支撑抽蓄、电化学储能和火电发展。参考发改委 2025 年 394 号文要求，2025 年底前各地区基本实现电力现货市场全覆盖并全面开展连续结算运行，通常连续结算运行 1 年后有转正基础，可预期 2027 年各地现货市场步入正式运行状态。

但全国层面现货峰谷价差大幅超过 0.4-0.5 元 / 度的可能性不大，原因包括更高价格会推动供给更快增长（尤其新型储能盈利模式初步具备，建设期短易快速上量套利，带动价差回落），且未来基荷电源和储能快速上马，高峰电价进一步创新高概率小（煤价无趋势性上涨前提下），填谷需求 2025 年或已见顶。

测算显示，只要午间现货下限电价足够低，表观最低负荷增速在储能和虚拟电厂带动下，“十五五” 有望达 9.4%，与光伏装机增速 10.4% 基本匹配，全国层面光伏弃电率不一定大幅上行，但光伏电站需接受极低现货电价；若现货电价不足以激励灵活性资源填谷，2030 年光伏装机或达最低负荷 4 倍左右，消纳率 “十五五” 大幅下降。

七、投资机会

（一）设备端：关注三大电气及相关龙头

“十五五” 基荷电源建设速度仍无法匹配表观最高负荷增长（4.8% vs 5.0%），煤电增量必要，核电重要性突出。即便抽蓄投产提前完成 2030 年目标，2030 年前备用率也不足以回到 20%，且抽蓄 LCOS 显著低于电池储能，抽水蓄能发展可期。

东方电气和哈尔滨电气作为中国火电装备与水电装备龙头，有望受益于电力转型带来的电源侧投资。随着发用电波动加剧，容量市场重要性提升，带动运营商投资意愿，且三大电气（含上海电气）在火电领域三分天下，水电领域东方电气与哈尔滨电气呈双寡头格局，相比风光储设备企业竞争，三者有望在订单释放时实现盈利能力稳中有增（高价订单兑现、产能利用率提升改善利润率）。

（二）运营商：关注火电、抽蓄和核电运营商

电力运营商核心优势在于盈利稳定性，容量电价是稳定回报的重要因素。电量电价竞争激烈，辅助服务市场定价难或需按效果付费，仅容量电价对资本开支形成的基础设施建设几乎无条件认可。

“十五五” 火电供需系数虽下降，但容量电价仍有 200 元 / 千瓦以上，显著高于当前水平；极悲观长协议价能力假设下，火电只需 0.2-0.4 元 / 度峰谷价差即可实现 6-7% IRR。抽蓄对现货价差要求低于火电和新型储能，只要新型储能投资盈利，火电和抽蓄回报率无需担心。且核电若能不区分技术路线与火电共享容量电价，即便电量电价大幅下降，仍可有可观回报率。

八、风险提示

• 区域差异与网架结构问题：报告为全国层面量化测算，假设网架结构和潮汐无堵点（“全国统一大市场” 模式），未覆盖特高压通电能量流、区域和省内环网送出、典型阻塞等结构性问题，这些因素会额外增加储能需求，严重影响风光消纳，可能导致局部案例发展趋势与报告判断差异较大，但电网投资已开始加速，2024 年起持续超过光伏投资增速。

• AI 和数据中心影响：最高负荷假设中，考虑降温负荷外 2030 年最高负荷较 2025 年增长 1.5 亿千瓦左右；若工业负荷无增长，算力或贡献约 150GW 用电负荷。虽当前最高负荷预测不保守，但中国算力发展进程或超预期，需持续观察。

• 电力市场政策不确定性：电价作为重要生产要素，需兼顾多方面社会责任，对工业企业、发电侧投资和国民经济影响大，全球各国电力市场化均保持政策弹性，如欧洲电价限制、澳洲零售商利润上限、美国能源政策波动等，难以预测。报告对电量和容量的测算多基于逻辑，具体容量机制演化及各级政府对交易规则的把握需紧密跟踪。