甘肃电力专家解读电改政策

全文摘要
1、容量电价政策背景与目的
·政策出台背景：容量电价政策出台有国家与地方层面背景。国家规定2026年起容量电价不低于50%。甘肃因新能源高占比，在能源转型中，火电角色转变，被国家现货专班要求先行先试。甘肃内部也有认知、电网等需求，2024年原计划一步到位至330元/千瓦的容量电价标准。
·利益博弈因素：政策制定涉及多方利益博弈，需平衡发电侧（火电、新能源、储能）与用户侧利益，发电侧内部也需协调。甘肃承接东部产业转移，用户侧利益重要。2024年容量电价政策因用户反对未出台，因其会增加用户成本。测算显示，若按330元/千瓦执行，用户费用可建1500万千瓦火电站。此外，甘肃发改委同时出台的两个配套文件需衔接协调。
2、容量电价供需系数测算
·有效容量计算：有效容量计算基于截至5月的最新数据，涵盖火电、水电、风电、光伏及储能的装机容量及修正后容量。火电装机2697万千瓦，扣除厂用电后约2500万千瓦；水电装机972万千瓦，按45%调节能力算约440万千瓦；风电装机3495万千瓦，乘以0.07常用电系数后约230万千瓦；光伏扣除厂用电后约33万千瓦；储能（6小时）容量约70万千瓦。截至5月，有效容量总计约3300万千瓦。
·需求容量分析：需求容量测算逻辑为无风无光时系统净负荷最大值，主要由省内用电负荷和外送需求构成。省内用电负荷在无风无光时稳定在2000 2300万千瓦，外送需求在无风时降至300 400万千瓦。因此，无风无光时总需求约2300（省内）+ 300 400（外送）= 2600 -2700万千瓦。
·供需比结果：供需比通过需求容量除以有效容量得出。测算显示，有效容量约3300万千瓦，无风无光时需求容量约2600- 2700万千瓦，供需比约70% 80%，未达80%。政策未公布具体数值，是因数据实时变化、波动大，需核算后确定。
3、独立储能盈利模式与调度
·收入构成：甘肃独立储能的收入主要由三部分构成。其中，现货市场的充放电收益为主要收入来源；辅助服务收入包含调频收益及调峰容量补偿，调峰容量补偿在甘肃容量电价政策出台前已存在，此前火电享受该补偿，当前火电在容量补偿政策下仍继续保留调峰容量补偿，未来随着储能获得容量补偿后，调峰容量补偿是否调整尚未确定。
·调度策略：甘肃独立储能（包括发电侧储能）采用自调度模式，其充放电策略基于现货市场的日前信息制定：在次日实施时，根据现货价格情况，低电价时充电、高电价时放电。不同储能电站因自身储能特性及市场环境差异，会通过自研测算曲线调整充放电的具体时段与时长，目标是实现充放电效益与调频等辅助服务效益的综合最大化。
4、136号文机制电量分析
·存量项目机制电量：存量项目机制电量共154亿度，其中风光电量137亿度（2016年确定后多年未变），其余为生物质发电。早期，137亿度保障电量主要覆盖常规风电、光伏；扶贫分布式光伏、光热等平价项目投产后，逐渐挤占该保障电量，约50多亿度传统补贴风电（120小时）、光伏（100小时）电量被转移，由6月1日前的存量平价项目承（更多实时纪要加微信：aileesir）接。存量项目利用小时远低于常规预期（非1800或1500小时），仅约300-500小时，非市场化比例约18%。
·增量项目机制电量：增量项目机制电量统计时间为6月1日至未来一年（如2026年6月1日），非市场化比例约18%。若未来一年投产规模为1500（单位未明确），按18%比例算，增量机制电量约40 -50亿度，对应利用小时约300小时，与6月1日前存量平价项目趋同，预计不高于存量水平。
5、市场力对电量电价影响
·市场力表现：甘肃火电市场力主要通过以下方式影响电量电价：其一，甘肃火电因基本集中于单一集团，易形成市场力，火电企业会通过提高报价斜率推高现货电价。其二，在中长期与现货市场互动中，甘肃对中长期合同的量价限制已放开，量可从0至100%自主控制，价格与现货市场完全吻合（中长期价格下限为现货申报最小值0.04元/度，上限为现货申报及出清的0.065元/度）。2024 -2025年甘肃现货电价呈下降趋势，部分火电企业因认为中长期合同价格低于现货价而选择不签，导致火电中长期签约电量急剧下降甚至流标。未签中长期合同的火电企业转而在现货市场通过提高报价斜率拉高原电能量价格，实现‘左右横跳’盈利。其三，容量电价提升后，火电企业在理论上固定成本被覆盖的情况下，仍会利用市场力维持甚至推高电能量市场价格，以追求更高盈利。
·市场监管需求：在新能源高占比的市场背景下，加强市场力监测与监管尤为必要。政策文件已隐含对火电市场力的监管要求，但表述较为隐晦。监管机构需通过现代化手段及时干预，防止市场力滥用，以保障市场公平运行。
6、甘肃火电盈利情况分析
·当前盈利水平：当前甘肃火电盈利表现突出，处于历史较好时期。从关键指标看，火电利用小时约为4300小时，结算电价约0.4元/度，煤价处于低位。现货市场建立后，火电调节能力得到发挥，量价均有提升，能量市场发电可获高电价，利用小时数增加；同时，容量电价和辅助服务收入进一步支撑盈利。当前是甘肃火电自19年整合、现货市场建立以来的盈利最佳阶段，利用小时、煤价、结算电价等综合条件在历史上数一数二。
·未来趋势判断：从政策与市场环境看，现货市场建立、容量电价政策及辅助服务收入将持续支撑甘肃火电盈利。结合煤价下降趋势，预计2023- 2028年为甘肃火电盈利的黄金期。当前量价齐升（高电价、高利用小时）、煤价低位等利好环境未来难以复制。容量电价作为过渡性政策，本质是计划调控手段，未来可能向容量市场演变，但短期内甘肃火电仍将受益于现有政策与市场环境的综合作用。

Q&A
Q: 甘肃出台该政策的目的是什么？容量系数的测算情况及测算方法是什么？
A: 甘肃出台该政策的目的主要基于国家能源转型背景下新能源高占比的需求，国家要求其先行试点，同时内部涉及电网认知、市场主体利益博弈。政策原计划2024年一步到位，但因去年用户反对而延迟，今年平衡发电侧与用户侧利益后出台。容量系数方面，甘肃内部已详细测算数月，截至5月有效容量约3300；需求容量根据用电负荷计算，按无风无光场景测算未达80%。

Q: 甘肃今年省内用电最大负荷及外送最大负荷分别是多少？
A: 甘肃今年省内用电最大负荷平均约为2100-2200，外送最大负荷在无风无光时段约为300-400。

Q: 甘肃省目前独立储能的盈利模式主要包括哪些？电网调度时独立储能申报曲线的定位及水平如何？
A: 甘肃独立储能盈利模式主要包括辅助服务、充放电及辅助服务中的调频与调频容量补偿。调峰容量补偿为甘肃较早实施的补偿机制，原覆盖火电与储能，当前火电已纳入容量补偿政策，调峰容量补偿是否取消尚未明确。甘肃独立储能采用自调度模式，依据现货市场日前信息，执行低电价充电、高电价放电策略，各储能电站根据自身及市场特性制定测算曲线，以最大化充放与调频效益。

Q: 根据136号文，存量项目机制电量为绝对值，倒算其机制电量比例较低；增量项目文件提到与现行机制衔接，短期增量项目的机制电量比例预计处于什么水平？
A: 存量项目非市场化电量占比约18%，2024年维持该水平；2024年6月1日起至未来一年的增量项目，非市场化电量占比大致按18%测算。假设未来一年规模为1,500，按20%计算对应300万，结合1,000多小时测算，增量项目电量约四五十亿千瓦时，对应利用小时约300小时。经规模平摊后，增量项目利用小时大体为300小时，预计不高于2024年6月1日前存量平价项目的利用小时水平。

Q: 容量电价提升后，后续容量电价考核是否会更严格？主要通过哪些方面收紧？
A: 容量电价考核将保持严格。自去年相关文件出台前，甘肃已按飞停次数收紧考核；未来无论初期还是长期，考核均将维持严厉，参照黑启动、黑备用的管理模式，以防范潜在风险。

Q: 煤电容量电价提升对电量交易市场将产生哪些影响？2026年1月1日起电量市场是否会全面进入现货市场出清？后续电量电价走势如何？
A: 现货市场已于今年全面推开。理论上，煤电容量电价提升将通过增加发电侧收入推动电能量价格下降，但实际电力市场并非完全有效，需关注市场力影响。以甘肃为例，其火电集中度高，易形成市场力，可能干扰电价下行趋势。甘肃容量电价政策已考虑平衡发电、用电及不同发电类型利益，配合非水电源调整、上下限设置等因素综合作用，最终电量电价走势需结合市场力实际发挥情况判断。

Q: 目前甘肃省在运煤电的盈利情况如何？如何理解新容量电价实施后，仅靠容量电费即可实现较高度电盈利，而常规火电仅能实现2-3分钱盈利的现象？若全部进入现货市场，发电企业是否会因容量电价已覆盖固定成本，选择在电量电价侧亏损或减少发电量？
A: 新容量电价政策旨在弥补固定成本，但存在争议：政策通过政府定价覆盖火电企业全成本，被认为具有计划经济特征，可能导致市场投资激励扭曲。当前政策矛盾在于，市场化改革中能量电价无法覆盖全成本，因此引入容量电价作为补偿机制，但未来应转向竞争性容量市场，通过供需关系调节容量资源。此外，若火电企业具备市场力，即使已有容量电价覆盖固定成本，仍可能利用市场规则漏洞在电能量市场推高电价，尤其在甘肃等火电主导市场的地区，火电企业实际掌握市场定价权。

Q: 甘肃今年火电在中长期与现货市场的比例情况如何？未来该比例将如何变化？
A: 甘肃2023年出台政策取消中长期交易限制，量价完全由市场决定。近年来因现货电价持续走低，客户倾向于低价签约，导致中长期签约电量比下降，其中火电中长期签约量急剧减少，部分火电因预期电价高于现货价选择不签，并通过高报价策略推高现货电价，形成火电在中长期与现货市场间灵活调整的局面。未来需加强市场力监测，监管机构应通过现代化手段及时干预，尤其在新能源高占比场景下需强化监管。

Q: 存量项目完成设备更新改造后，能否延续原有机制电量和电价，还是作为新的增量项目看待？
A: 征求意见稿未明确说明该问题，当前存在政策博弈空间，最终解释需由政策制定者明确，可能存在多种执行方式。

Q: 若2025年甘肃非水可再生能源目标完成比例高于30%，是否意味着2026年该电量比例将大幅下降甚至未来消失？
A: 甘肃2025年非水可再生能源30%目标可确保完成，因当年黄河流域水电水平较差，水电量小不会挤占非水可再生能源责任权重完成。若水电量大则可能影响非水可再生能源目标完成。2026年该电量比例将下降，总体符合国家政策导向，新能源电价机制为过渡措施，最终将全面市场化。

Q: 文件提到9月将出台今年电量规模及竞价上下限，从2024、2025年市场化交易均值来看，预期的价格上下限是多少？
A: 上限方面，预计以存量为参考，约为3078的正20%；下限方面，将参考现货市场均价的一定比例，由现货市场根据均价测定。

Q: 甘肃河西与河东地区现货均价差异较大，此次增量风光项目采用统一竞价结果，是否会导致河西因现货价格低在竞价中受损，河东项目享受更高竞价？
A: 甘肃省未对河东、河西增量风光项目分开竞价，主要基于两方面机制：用户侧统一参考全省加权平均电价；针对河西因现货价格较低的情况，通过中长期阻塞费用补偿机制，由河东通过中长期合同签订量向河西进行补偿。该政策综合考虑甘肃实际情况，有助于减少区域矛盾。

Q: 在计算供需比时，若容量需求采用净负荷曲线最大值，此时减少外送容量需求是否意味着因新能源无法发电而扣减外送容量且无其他电源弥补？
A: 净负荷曲线最大值对应新能源发电最小的无风无光场景。甘肃魏忠电基地采用新能源与火电捆绑外送模式（更多实时纪要加微信：aileesir），外送电量中新能源与火电各占一半。该基地特性显示，新能源发电量大时火电发电量同步增加；新能源发电量小时，火电可发挥弥补作用，因此存在火电作为其他电源弥补新能源发电不足的情况。

Q: 外送最大负荷约1,300万千瓦，为何在无风无光时段外送负荷减少至300-400万千瓦，减少量是否过大？
A: 通过分析外送电量与用电量曲线、新能源发电曲线，并依据相关公式进行验证，确认数据支持该变化情况。

Q: 计算有效容量时，风光发电按额定装机扣除场用电率，是否无需考虑是否存在风光资源？
A: 是。有效容量的计算基于具备容量条件，其计算方式与传统装机容量一致，需求容量与有效容量为不同概念。

Q: 甘肃火电今年的盈利处于高于正常水平还是低于正常水平？当前年度长协价格较低但现货电价下火电竞价权较强的状态，结合未来政策方向，甘肃火电盈利能力将如何变化？
A: 甘肃火电自2019年煤电技术整合后进入转折点，现货市场建立使其量价齐升，叠加煤价下降，2023年起至少5年为盈利黄金期。当前利用小时达4000-4300小时，煤价低位，结算电价约0.4元/度，为历史较好时期。

Q: 当前甘肃火电盈利较好的情况下，甘肃发改委出台容量电价政策的原因是什么？
A: 容量电价政策出台的原因包括两方面：一是该政策本身是国家层面的政策导向；二是甘肃新能源高占比的阶段性环境需要火电发挥调节能力。此外，甘肃火电实际盈利情况、利（更多实时纪要加微信：aileesir）用小时、煤价及结算电价等关键数据未公开，若相关盈利信息曝光可能引发争议，因此政策出台涉及利益博弈，同时与国家推进电力现货市场建设的方向密切相关。