核心观点

　　近期，甘肃发改委发布《甘肃省关于建立发电侧容量电价机制的通知（征求意见稿）》。本次容量电价机制覆盖合规在运煤电机组与电网侧新型储能，不含直流配套电源及抽水蓄能机组。容量电价标准为330 元/千瓦/年，与1501 号文中煤电固定成本水平相当，较甘肃现有容量电价水平提升230%。按照年平均利用小时4500 小时的煤电机组进行估算，则330 元/千瓦/年的容量电价约对应0.073 元/千瓦时（含税）。本次容量电价机制预计将于2026年开始执行，执行期限为2 年。我们认为本次甘肃省容量电价机制的出台系各省26 年起提升容量电价的良好开端，预计未来将有更多省份将新型储能纳入容量电价保障机制且成本回收比例有望超过国家发改委标准。

　　事件：

　　甘肃省发布建立发电侧容量电价机制的征求意见稿近期，甘肃发改委发布《甘肃省关于建立发电侧容量电价机制的通知（征求意见稿）》，提出为完善主要由市场决定电价的机制，保障电力安全稳定运行，结合本省电力市场运行情况，建立甘肃省发电侧容量电价机制。

　　简评

　　甘肃容量电价机制发布，电价标准与固定成本相当在本次容量电价机制的覆盖范围方面，《征求意见稿》表示包括合规在运的公用煤电机组以及电网侧新型储能，不包含直流配套电源。其中燃煤自备电厂、不符合国家规划的煤电机以及不满足能耗、环保和灵活调节能力等要求的煤电机组，不执行容量电价机制。而新型储能则指除抽水蓄能以外的新型储能技术，包括新型锂离子电池、液流电池、飞轮、压缩空气、氢（氨）储能、热（冷）储能等。在容量电价标准方面，《征求意见稿》提出煤电机组、电网侧新型储能容量电价标准暂按每年每千瓦330 元执行，起始日期为2026 年1 月1 日，执行期限为2 年。该容量电价标准与2023 年国家发改委发布的《关于建立煤电容量电价机制的通知（发改价格1501）》中煤电机组年固定成本相一致。根据1501 号文的规定，各省2026 年起应将容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%。本次甘肃容量电价水平已达煤电固定成　　本的100%，是对煤电辅助调峰价值的充分肯定，有助于煤电容量价值的加速兑现。此前，甘肃省的煤电容量电价水平为100 元/千瓦/年，成本回收比例为30%，本次容量电价水平较此前增长230%。按照年平均利用小时4500小时的煤电机组进行估算，则330 元/千瓦/年的容量电价约对应0.073 元/千瓦时。除煤电机组外，电网侧新型储能也可受益于甘肃省容量电价机制，体现了新型储能在促进新能源消纳及提升电力系统稳定性方面的价值。

　　电费结算考虑申报容量，容量供需影响结算比例在容量电费的结算机制方面，煤电机组、电网侧新型储能按照月度申报容量获得容量电费，具体计算公式为容量电费=申报容量×容量电价×容量供需系数。其中，申报容量不得高于机组的有效容量；容量供需系数则为容量需求与有效容量的比值，在数值大于1 时取1。对于有效容量的测算，《征求意见稿》表明有效容量是电网内各发电类型有效容量（含储能）的总和；具体来看，煤电机组的有效容量根据煤电机组铭牌容量扣除厂用电后确定；电网侧新型储能的有效容量根据满功率放电时长/6×额定功率并扣除厂用电后确定；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；水电机组的有效容量根据装机容量扣除厂用电后，蓄水式按98%、径流式按32%确定。而容量需求=系统净负荷曲线最大值时刻的（省内用电负荷+外送容量需求【不含祁韶配套电源的送电容量】+备用容量）-可中断负荷容量。

　　下游用户侧分摊容量电价，26 年各省容量电价回升比例有望提升在容量电价的分摊方面，《征求意见稿》提出容量电费按照月度外送电量（不含直流配套电源）和省内全体工商业用户月度用电量比例分摊，其中外送电量（不含直流配套电源）对应的容量电费由电源企业与受端省份协商确定；省内工商业用户对应的容量电费由全体工商业用户按当月用电量比例分摊。伴随甘肃容量电价机制的实施，甘肃现货市场申报价格下限将设置为0.04 元/千瓦时，上限设置为0.5 元/千瓦时；出清价格下限设置为0.04 元/千瓦时，出清价格上限设置为1 元/千瓦时。整体来看，本次甘肃省容量电价机制的出台系各省26 年起提升容量电价的良好开端，预计未来将有更多省份将电网侧新型储能纳入容量电价保障机制。同时，各省容量电价的固定成本回收比例也有望超过国家发改委提出的50%水平，26年后煤电机组盈利稳定性有望进一步提升