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核心观点
2026/7/21，德国联邦网络局（BNetzA）根据2026/7/10出台的《电力供应安全与容量法》（StromVKG）正式宣布启动首次容量市场公开拍卖招标。我们测算，假设德国容量电价按照上限出清：1）在当前的储能造价水平下，15年固定容量电价可以带给10小时储能电站的全投资/资本金IRR增厚为4%/7%；在不考虑峰谷价差和辅助服务收入的前提下，15年固定容量电费超过电站初始投资的50%（不考虑时间成本）；2）考虑15/55欧元/MWh碳成本/气价，CCGT燃气电站前15年全投资/资本金IRR可以达到5.6%/14.9%，如果没有容量电价，项目难以回收成本，15年固定容量电费大约是项目初始投资的约3.4倍（不考虑时间成本）。德国容量市场确立进一步增强长时储能和气电增长需求。
德国将在2026-29年对三类容量进行6次招标，首次仅含长时容量
德国在2026/2027/2029年将针对三类不同容量产品进行6次招标。其中，1）第一类招标对象为长时容量(Langzeitkapazitäten)，包括新建/改造的H2-Ready燃气/氢能发电机组和储能中的长时电化学储能、抽水蓄能等，2026年将进行两轮招标，每轮招标容量均为4.5GW，如果招标的9GW未能全部授予，则将于2027/5/18举行第三轮招标；2）第二类招标对象对常规发电容量(Erzeugungskapazitäten)，面向所有新建发电厂开放，招标规模2GW，将于2027/3/30开启招标工作；3）第三类招标对象为综合容量(Kapazitäten)，包含所有新建、存量发电厂及需求侧响应等，招标容量为BNetzA动态计算缺口，招标开始时间为2027/10/31和2029/8/20。
首批招标结果将于2026/11/3公布，上限价格24.4万欧元/兆瓦/年
德国联邦网络局（BNetzA）预计于2026/11/3正式对外公布第一批中标结果与清算价格，中标项目须在 2031/11/1前建成并具备随时调用能力，随后享受长达15年的固定容量补偿。本次竞价上限为24.4万欧元/兆瓦/年，对应约1886人民币/千瓦/年，较我国发改价格〔2023〕1501号文对煤电容量电价，发改价格〔2026〕114号文对储能容量电价最高参考标准330元/千瓦/年高472%。德国容量市场特别机制包括：1）为缓解“北电南送”阻塞问题，对位于南方电网偏紧地区的项目在竞标排序时给予 1.6万欧元/兆瓦/年的竞价折减优惠提高中标概率；2）新建气电必须满足具备氢能转换能力，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。
仅限持续放电时长不低于10小时储能参与，折算系数0.58-0.66
《电力供应安全与容量法》（StromVKG）对最高持续放电时长为10/11/12小时电池及其他储能装置可靠系数设定为0.58/0.62/0.66。我国甘肃/青海的储能电站在净容量（扣减厂用电率后）基础上考虑的可靠容量系数为min（满功率放电时长/系统净负荷高峰持续时长，100%），其中系统净负荷高峰持续时长取值分别为6/8小时，此外还需考虑供需系数。美国PJM区域电力市场采用“边际有效载荷能力”模型，2028-29交付年度对4/6/8/10小时储能的ELCC容量系数规定为0.59/0.68/0.71/0.78。
德国储能容量市场门槛最高，若按价格上限出清电价水平也相对高
对比中国/德国/美国PJM容量市场，中国为行政设置基准价，结合时长及供需系数打折；德国官方设定总招标量和最高限价，企业竞价；美国PJM为统一竞价拍卖。目前青海/甘肃未设置放电时长门槛，德国/美国要求不低于10/4h。假设同样放电时长10h储能电站，净容量（扣除厂用电率后）容量电价在甘肃/青海/德国/美国PJM约为295/170/1094/626人民币/千瓦/年。
风险提示：招标进展不及预期，容量电价水平低于预期。
文章来源
研报《德国容量进一步增强储能和气电需求》2026年7月23日
王玮嘉 分析师 S0570517050002 | BEB090
黄波 分析师 S0570519090003 | BQR122
李雅琳 分析师 S0570523050003 | BTC420
康琪 联系人 S057012407010
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