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德国容量市场启动，储能与气电需求进一步增强

核心内容

德国联邦网络局（BNetzA）于2026年7月21日正式宣布启动首次容量市场公开拍卖招标，依据《电力供应安全与容量法》（StromVKG）进行。此次容量市场机制的建立，旨在提升电力供应安全，增强长时储能和气电的增长需求。容量市场将通过固定容量电价补偿机制，激励电力系统中具有调节能力的资源建设。

主要观点

1. 容量市场机制建立
   德国将从2026年起，针对三种类型的容量进行6次招标，分别对应长时容量、常规发电容量和综合容量。招标时间安排如下：

   • 长时容量（Langzeitkapazitäten）：2026年进行两轮，每轮4.5GW；若未满足，则2027年5月18日进行第三轮。
   • 常规发电容量（Erzeugungskapazitäten）：2027年3月30日启动，规模为2GW。
   • 综合容量（Kapazitäten）：2027年10月31日和2029年8月20日进行，容量由BNetzA动态计算缺口。

2. 首次招标价格上限与时间安排

   • 首批招标将于2026年11月3日公布结果。
   • 竞价上限为24.4万欧元/兆瓦/年（约1886元/千瓦/年）。
   • 中标项目需在2031年11月1日前建成并具备随时调用能力，享受15年固定容量补偿。

3. 特别机制与优惠

   • 针对南方电网偏紧地区，给予1.6万欧元/兆瓦/年的竞价折减优惠，以缓解“北电南送”阻塞问题。
   • 新建气电必须具备氢能转换能力，并承诺在运营第8年起逐步混氢，最迟2045年实现100%绿氢运行。

4. 储能参与门槛与折算系数

   • 仅限持续放电时长不低于10小时的储能项目参与长时容量招标。
   • 储能设施的可靠容量折算系数随放电时长增加而提高，分别为：
     • 10小时：0.58
     • 11小时：0.62
     • 12小时：0.66
   • 相比我国甘肃、青海等地的储能容量电价（295元/千瓦/年、170元/千瓦/年），德国的电价水平显著更高（约1094元/千瓦/年）。

5. 容量电价对投资回报的影响

   • 假设德国容量电价按上限出清，10小时储能电站的全投资IRR可达4%，资本金IRR可达7%。
   • 在不考虑峰谷价差和辅助服务收入的情况下，15年固定容量电费将超过电站初始投资的50%。
   • 对于燃气-蒸汽联合循环电站（CCGT），若考虑15/55欧元/MWh的碳成本和气价，其全投资IRR可达5.6%，资本金IRR可达14.9%。
   • 若无容量电价，项目成本回收难度较大，15年固定容量电费约为初始投资的3.4倍。

关键信息

• 德国容量市场机制：通过竞价拍卖方式确定容量电价，设置最高限价和招标容量，提高电力系统可靠性。
• 储能参与门槛：仅限持续放电时长≥10小时的储能项目参与长时容量招标，折算系数随时长增加而提高。
• 气电要求：新建气电需具备氢能转换能力，逐步混氢，最终实现100%绿氢运行。
• 电价水平：德国容量电价上限为24.4万欧元/兆瓦/年，远高于中国和美国PJM市场。
• 国际对比：德国储能容量市场门槛最高，电价水平也相对较高；中国采用行政设定基准价，美国PJM采用统一竞价拍卖。

风险提示

• 招标进展不及预期
• 容量电价水平低于预期

图表概览

表1：StromVKG对不同电源种类的可靠容量折算系数规定