“十五五”期间，容量电价与峰谷价差会带来哪些投资机会？

“十五五”电力容量电价趋势

电量电价下行，容量电价价值凸显

2023年起，中国电量电价踏上持续下行之路，而容量电价在发电与用电两端的价值逐步显现。在当前电力格局下，这种变化意味着电力市场结构在发生调整。电量电价的下行反映了电力供应在某些层面的变化，而容量电价价值凸显则表明其在保障电力稳定供应等方面的重要性提升。这一升一降的背后，是电力市场供需关系以及政策导向等多种因素共同作用的结果。

容量供需拐点与峰谷价差变化

我国电力容量供需在“十五五”大概率会出现拐点。一方面，非降温负荷增速下降，虚拟电厂等带动表观最高负荷增速放缓；另一方面，预计2026-30年全国有效容量CAGR提升，最高用电负荷增速下滑。在这种情况下，如果煤价平稳且无极端气候，峰值电价难创新高，未来峰谷价差可能更多依赖谷值电价下限的打开，这将深刻影响电力市场的收益模式。

容量机制的可能变化

不区分技术路线的容量分配

未来容量机制可能不区分技术类型，按照顶峰有效容量分配。这意味着火电、抽蓄、核电、水电以及风光等所有电力市场参与主体都能共享。这种改变会激发风光配储的需求，因为风光发电的间歇性需要储能来保障电力稳定供应。在电量供需走弱的背景下，能有效保障核电的盈利，维持核电在电力市场中的稳定运行。

火电与抽蓄的竞争优势

通过单位投资和LCOS的比较可知，火电和抽蓄在灵活性资源中具备竞争优势。相较于新型储能中成本最低的锂电池储能，它们需要的峰谷价差明显更低。这一优势使得火电和抽蓄在未来的电力市场竞争中，更具成本效益，能够在容量电价和峰谷价差的特定环境下，更稳定地获取收益，保障自身的发展。

储能和火电盈利的价差支撑

不同储能与火电的价差需求

假设没有容量电价或补贴，两充两放的电站需峰谷价差达到0.4-0.5元/度才能获得6%以上的IRR。参照甘肃政策，容量电价标准达到一定程度时，较低的峰谷价差就能支撑锂电池储能获得合理回报。同样假设下，抽蓄和火电要求的峰谷价差也各有不同，抽蓄约0.2-0.3元/度，火电为0.2-0.4元/度。

未来全国现货价差预测

预测2027年前后风光装机占比或超50%，参考蒙西与山西近年现货电价情况，全国范围内大部分地区现货价差可能达到0.4元/度左右。这一价差水平对于储能和火电的盈利至关重要，将为相关产业在“十五五”期间的发展提供有力的经济支撑，推动电力能源行业的持续发展。

与市场观点的差异及风险

对火电、核电和抽蓄发展的信心

市场担心新型储能放量影响火电、核电和抽水蓄能需求，但测算表明“十五五”基荷电源建设速度仍无法匹配表观最高负荷增长。对“十五五”火电和核电的盈利能力与增长有信心，抽蓄因LCOS低于电池储能，也被看好。容量电价能稳定资本开支预期回报率，激发投资积极性。

电力市场的风险因素

电力涉及众多目标，政策可能波动。各省电力市场差异、局部阻塞和网架结构会导致储能需求差异，风光消纳也可能不及预期。AI和算力发展可能使电力市场电量和容量需求超预期，这些风险因素都需要在“十五五”电力发展规划与投资中予以重视。

相关问答

“十五五”电力容量供需为何会出现拐点？

非降温负荷增速下降，虚拟电厂等使表观最高负荷增速放缓。同时，有效容量CAGR提升，最高用电负荷增速下滑，导致容量供需出现拐点。

容量机制不区分技术路线分配有何影响？

会激发风光配储需求，因风光发电需储能保障稳定。还能保障电量供需走弱时核电盈利，维持其在电力市场的稳定。

不同储能和火电对峰谷价差的需求是怎样的？

两充两放电站无补贴时需0.4元/度。

市场对新型储能发展有哪些担忧？

市场担心新型储能放量会影响火电、核电和抽水蓄能需求，担忧这些传统能源及储能方式在电力系统中的地位和发展受到冲击。

电力市场存在哪些风险因素？

政策可能波动，各省电力市场差异等会导致储能需求和风光消纳问题，AI和算力发展也可能使电力需求超预期。

容量电价对电力市场有何重要意义？

容量电价能稳定资本开支预期回报率，激发投资积极性，提升电力运营商盈利稳定性与估值中枢，促进设备端订单放量。