政策核心内容 - 国家发改委与能源局发布文件，首次在国家层面明确建立电网侧独立储能容量电价机制，标志着此前多省试点政策正式向全国范围推广 [1] - 政策核心原则为“煤储同补”，新型储能容量电价的制定需参照煤电标准执行，煤电容量电价明确为330元/千瓦·年，其中50%（即165元/千瓦·年）需通过容量电价体现 [2] - 政策建立了两大关键机制：一是覆盖煤电、气电、抽水蓄能及电网侧独立储能的常规容量电价机制；二是在新能源占比较高的省份有序建立发电侧可靠容量补偿机制，目前甘肃省是唯一明确建立该机制的省份 [2] 项目管理与规模 - 对储能项目实施“清单制”动态管理，参考山西标杆标准，要求入清单项目需在6个月内实质性开工，12个月内建成并网，部分省份将并网期限放宽至18个月，此举旨在清退“备而不建”的僵尸项目 [2] - 截至2025年，国内已备案独立储能项目规模超1600GWh，但存在大量重复备案和僵尸项目，目前纳入省级清单管理的项目规模约为250-300GWh [3] - 各省份清单项目规模差异显著，其中河北（超60GWh）、山西（接近25GWh）、山东（接近40GWh）体量最大，而江西、陕西等省份清单项目体量不足10GWh [3] 成本收益测算 - 根据“煤储同补”原则测算，一个100MW/400MWh的储能电站，全国层面年容量电价收入预计在1500万元以上，而甘肃省同规格4小时储能电站年补偿金额接近2000万元 [4][6] - 煤电容量电价最低标准为165元/千瓦·年（330元/千瓦·年固定成本的50%），全国均值约为180-190元/千瓦·年，四川、重庆、云南等煤电利用小时数较低的省份定价标准将高于均值 [4][9] - 容量电价测算的核心参数包括调整系数（按全年净负荷高峰持续时长上限6小时计算）、时长系数（储能放电额定小时数÷6）以及约90%的可靠容量系数 [6] 政策影响与行业展望 - 政策出台有助于将锂电储能设备上涨的成本向用户侧合理传导，缓解因碳酸锂涨价导致的项目延期和观望问题，自2025年12月起，已有超30GWh项目处于观望、延期状态 [5][11] - 清单制管理将加速优质项目落地，预计今年国内锂电大储市场装机量约250GWh，较此前预测有所上调 [5][14] - 政策将推动央企、国企加大独立储能布局，因其融资成本普遍低于3%，且在电网节点选择上比民企更具优势，可能出现在成本压力下民企放弃项目、央企接手的情况 [15][16] 地方政策差异与动态 - 除京津塘地区（北京、天津、冀北电网）和西藏外，其余省份预计于今年上半年出台地方细则，新疆和山西将成为储能建设热潮省份 [3] - 国家政策落地后，山东等地的容量电价预计将明显提升，例如100MW/200MWh电站的年补偿金额将从当前的300-400万元至少翻倍 [8] - 容量电价补贴会动态调整，各省调整周期为1-2年，预计未来5年补贴持续性较强，“十五五”末期容量市场将逐步取代现行机制 [12] 项目节点与市场动态 - 市场上“抢节点”指抢占220千伏及以上变电站附近的优质电网节点，目前250-300GWh清单内项目多为这类接入条件好、价差稳定的优质节点项目 [13] - 政策落地后仍会有新增项目进入市场，因为备案项目远多于清单项目，且变电站扩建会新增优质节点，项目建设将分批次推进，防止系统运营费用暴涨 [13] - 变电站扩建流程中，500千伏及以上等级需提前一年纳入规划，周期约2年；220千伏（部分330千伏）无需提前规划，周期不足2年，政府审批态度积极但标准不放松 [17]