行业与公司 * 行业：储能行业、电力行业（火电、抽水蓄能、新能源）[1] * 公司：未提及具体上市公司 核心观点与论据 储能容量电价政策总体影响 * 政策是利好储能的信号，但具体利好程度取决于各省的实施细则[1][2] * 新能源大省或调节性电源缺乏的省份（如甘肃、宁夏）可能给出较高基准，实施速度较快[1][2][16] * 调节电源充足或新能源占比较低的省份（如华东）实施动力较小，速度可能较慢[1][2][16] * 政策主要影响火电、储能和抽水蓄能，与新能源没有直接关系[2] * 政策通过市场化手段逐步完善，对煤电行业具有长远积极意义[1][8] 政策对储能的具体影响与计算 * 储能容量电价基于当地煤电容量电价乘以一定比例折算[4] * 折算比例 = 储能满功率连续放电时长 / 全年最长净负荷高峰持续时长[4] * 以甘肃为例，全年最长净负荷高峰持续时长为6小时，若储能放电时长为2小时，则折算比例为1/3[4] * 若当地煤电容量电价为165元/千瓦年，则2小时储能容量电价约为55元/千瓦年[4] * 当前政策环境最多支持6小时左右的储能项目，更长时间项目经济意义不大，因为容量电价计算可能存在上限[1][9] * 政策分为两个阶段： * 第一阶段：各类主体自行确定容量电价[13] * 第二阶段：建立统一可靠容量补偿机制，将火电和储能纳入同一公式计算，储能需乘以折扣系数[3][13][25] * 甘肃省已制定第二阶段详细公式，其他省份可能参考，但具体实施时间和细节可能不同[3][13][23] * 容量电价机制一旦制定就不会轻易取消，为投资者提供了稳定预期[3][17][18] 政策对抽水蓄能的影响 * 影响相对温和，新政明确在633号文基础上调整，未如传闻激进（如新建项目执行五折标准）[5] * 成本控制在平均水平的新项目有一定保障，但成本过高项目存在回报风险[1][5] 政策对火电的影响 * 取消20%下限并放宽中长期合同签约比例，有助于保障收益稳定性，提升整体收益[1][5] * 在利用小时数下降阶段，通过参与调节市场保障每度电利润[5][7] * 2026年煤价波动带来风险，尤其是2025年一些省份中长期价格下跌幅度较大[1][8] 电网公司对储能类型的偏好 * 电网公司更倾向于新型储能，因其建设周期短、灵活性高，且不受地理条件限制[1][10] * 抽水蓄能建设周期长、需特定地理条件，且大规模建设可能导致断面阻塞[10] * 新型储能审批流程简便，但需谨慎推进以避免爆发式增长带来的社会成本增加[1][11] 储能投资积极性与成本 * 碳酸锂价格上涨增加了储能项目成本，但投资积极性仍然较强，稳定预期更重要[3][17] * 储能系统成本上升导致项目收益率下降，国家已通过政策调整（如136号文取消强制配储）希望提高市场效率[29] * 上游原材料价格波动是暂时现象，需求量大时生产增加，价格会回落[29] 市场收益模式与前景 * 辅助服务在当前电力市场中并不常见，大部分省份仍以电能量为主[20] * 国外项目能同时获得电能量和调频收益的模式在中国可行，但同一时刻只能有一种收益来源，目前尚未普遍采用[21][22] * 新能源大省目前现货市场套利空间约为每度3-4毛钱（如山东2026年约4毛钱），未来预计每年略微增加几分钱，但不确定性高[31] * 靠近变电站和传输节点的枢纽节点储能项目因被频繁调用，收益率明显更高[32] 其他重要动态与调整 * 内蒙古目前按发电量给予容量补贴，未来可能调整为容量电价政策以符合国家文件要求[1][10] * 可靠容量是指电源装机中能稳定供电的部分，风光装机可靠容量折算系数低（0.1到0.2），储能装机增长会显著增加可靠容量[26] * 若储能装机大幅增加，而需求不变，将导致容量供需系数减小，从而降低单位容量电费[26] * 电网需要调节电源与风光发电同步增长，通过容量电价调整实现动态平衡[27] * 中国计划到2025年年底实现1,800吉瓦时的风光累计装机量，2030年翻倍至3,600吉瓦时，储能必须相应增加[27] * 火电脱离基准价下浮20%的下限对峰谷价差无直接影响，但放开限价可能进一步拉大价差[30]

报告投资评级 * 报告对行业持积极看法，推荐关注优质转型火电运营商及“煤电一体化”火电企业 [7][93] 报告核心观点 * 核心矛盾在于电力市场“长协”与“现货”的双轨制定价机制，导致长协电价趋于现货的“电价平权”现象，使火电固定成本回收困难 [2][5] * 解决问题的关键在于将固定成本回收任务与长协价格交易解耦，而容量补偿机制是回收固定成本的关键选择 [2][5] * 若可靠性容量补偿机制全国推广，长协与现货的鸿沟将基本被熨平，电力市场机制将得到理顺，煤电将正式回归公用事业属性 [2][7][93] 根据目录总结 容量补偿机制的重要性 * 容量电价旨在回收电厂投资、维护等固定成本，电量电价回收燃料等变动成本，二者构成“两部制电价”新体系 [21] * 电力现货市场加速推进，预计2026年全国范围内全面转正运行，但其边际成本定价机制难以保证固定成本回收 [5][25][28] * 在供需宽松环境下，现货电价持续低位运行（如广东、江苏现货电价显著低于长协电价），形成现货拖着长协电价下行的不利结果，导致“电价平权” [30][31][34] * 2026年长协谈判中，沿海省份电价降幅明显，部分省份代理购电价同比降幅超过0.05元/千瓦时，使部分沿海煤电厂面临亏损压力 [38] * 电力行业承担保障供给的社会责任，难以通过市场化出清调节供给，因此政策发力实现固定成本接近全额回收成为必要选择 [41] 国内外容量市场机制探索 * 美国PJM容量市场提前3年组织拍卖，通过人为设定需求曲线，使容量电价接近全额回收固定成本，保障了发电企业合理盈利和系统稳定 [6][52][57][63][67] * 甘肃省创新探索可靠容量补偿机制，以“容量供需系数”（容量需求/可靠容量）动态决定补偿水平，测算其容量电价有望达到318元/年·千瓦，接近固定成本全额回收 [6][70][76] * 甘肃机制将容量补偿与省内供求关系挂钩，若供需紧张则补偿标准高以激励投资，若供需宽松则补偿标准下降以约束投资，有望成为全国范本 [70][79] 容量补偿机制的影响与展望 * 若将甘肃机制全国推广，测算全国容量供需系数为84%~96%，对应容量电价区间为276~316元/年·千瓦 [7][86] * 以2025年全国多数省份100元/年·千瓦的容量电价为基准，提升后对应度电电价将同比提升0.041~0.050元/千瓦时，可极大缓解2026年长协电价下降压力 [7][88] * 测算显示，即使在供需矛盾突出的广东省，执行可靠容量补偿后，火电仅依靠现货电价结算（2025年上半年平均0.3474元/千瓦时）加上容量电价即可实现盈利，长协与现货的双轨制矛盾将迎刃而解 [2][7][89] * 容量电价补偿机制理顺后，当前行政规定的长协电价下限可能取消，以避免火电获得超额无风险收益 [91][93] * 报告推荐关注优质转型火电运营商：华能国际、大唐发电、国电电力、华电国际、中国电力、华润电力、福能股份，以及以内蒙华电为代表的“煤电一体化”火电企业 [7][93]

报告行业投资评级 - 电力设备与新能源行业评级为“增持” [5] - 煤炭行业评级为“增持” [5] 报告核心观点 - 国家发改委、能源局发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，首次建立全国统一的独立储能容量电价补偿逻辑，标志着电化学独立储能的商业模式正式确立 [1] - 该政策将推动各省出台或延续适合本地情况的容量电价细节政策，有望推动2026年国内电化学储能新增装机保持良性增长 [1] - 政策细则向高可用率、高顶峰能力及高充电效率的优质设备和系统倾斜，将利好龙头设备和系统供应商，促进行业集中度良性提高 [4] 政策内容与影响总结 - **政策定位与意义**：容量电价是国际上支持调节电源发展的通用做法，此次新政策首次建立了全国统一的独立储能容量电价补偿机制 [1] - **历史装机与展望**：2025年国内新增电化学储能装机62GW，其中独立储能35GW，累计和新增装机占比均超过50%；预计新政策将推动2026年国内电化学储能新增装机保持良性增长 [1] - **管理机制**：政策提出实行清单制管理，有望加快备案项目的实际建设落地节奏 [1] 制度设计与权责安排 - **省级权责下沉**：政策强化省级政府的统筹责任，项目核准权和容量电价制定权下放至省级政府，同时其需承受容量电价成本分摊带来的工商业用户电价上涨压力 [2] - **约束机制**：明确未开展用户经济承受能力评估的项目，不得纳入规划及核准，也不得给予容量电费或可靠容量补偿 [2] 市场机制过渡与发展方向 - **向容量市场过渡**：政策提出在电力现货市场连续运行后，推动各省将不同品种的容量电价整合为“可靠容量补偿机制”，作为建立容量市场前的合理过渡 [3] - **公平竞争**：该机制将推动根据“可靠容量”这一标尺，对煤电、抽蓄、电化学储能、气电等多种调节能力进行公平补偿 [3] 技术细节与产业影响 - **补偿倾斜**：政策要求统一按照顶高峰能力给予容量补偿，真实反映储能对系统顶峰保障的贡献，因此顶峰能力强、运行稳定可靠、充放电效率高的新型储能将获得更高收益 [4] - **考核与费用**：对未能达到考核要求的机组，将扣减其容量电费或可靠容量补偿费用 [4] - **费用机制优化**：储能在充电时按单一制用户缴纳输配电价、线损和系统运行费；在放电环节按放电量退还输配电费；充放电价格按现货市场实时价格执行，这使得充放电效率越高的储能系统，缴纳的净输配电费用越少 [4]

报告行业投资评级 未提及 报告核心观点 - 2026年1月30日印发的《通知》与十五五规划形成政策协同，我国新型储能步入规模化发展新阶段，未来5年将稳步推进至642GW，年均增速4.2%，将拉动碳酸锂需求量增长接近100万吨 [3] - 短期仍将继续支持碳酸锂价格上行 [4] 根据相关目录总结 《通知》核心内容总结 - 《通知》构建“分类完善+统一补偿+配套优化”体系，填补电网侧独立新型储能容量电价空白 [9] - 分类容量电价机制：煤电容量电价回收固定成本比例≥50%；气电可建立容量电价；抽水蓄能存量项目维持政府定价，增量项目实行“统一容量电价+市场收益分享”模式；电网侧独立新型储能可给予容量电价，按煤电容量电价标准结合顶峰能力折算，实行清单制管理 [9][10] - 可靠容量补偿：现货市场连续运行后，建立统一补偿机制，覆盖煤电、气电、符合条件的电网侧独立新型储能等 [9] - 配套优化：调整煤电中长期交易价格下限，规范储能充放电电费结算，优化区域抽水蓄能费用分摊 [9] 《通知》对储能产业的核心影响 - 政策协同：《通知》容量电价政策激活储能市场，叠加十五五规划，推动新型储能从“补充角色”走向“主体支撑”，加速向300GW目标迈进 [11] - 技术导向：聚焦长时储能，推动锂电转型、非锂电长时储能及钠电稳步规模化，改变锂电“一枝独秀”格局 [11] - 市场扩容：十五五规划明确2030年新型储能装机达300GW，《通知》破解盈利痛点，推动储能装机稳步提速 [11] - 产业联动：带动储能产业链及上游原材料需求增长，推动钠电、非锂电长时储能技术迭代，优化技术结构 [11] 新型储能带动下碳酸锂需求量测算 核心假设 - 技术路线占比：2025年锂电占比96.1%，钠电及其他技术占比3.9%；预计2030年钠电占比达15%、其他10%，两者逐年递增，锂电占比同步回落 [14] - 消耗标准：锂电储能平均649吨/GWh，钠电及其他储能0吨/GWh [14] - 换算标准：2030年1GW储能=4GWh电量 [14] 碳酸锂需求测算 | 年份 | 新型储能新增装机（GW） | 技术路线占比（锂电/钠电/其他） | 配储时长（小时） | 锂电储能电量（GWh） | 碳酸锂需求量（万吨） | 碳酸锂同比增速（%） | | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | | 2025 | 66.43 | 96%/2%/2% | 3 | 189.48 | 12.30 | — | | 2026 | 89.67 | 92%/5%/3% | 3.2 | 263.98 | 17.13 | 39.3 | | 2027 | 105.72 | 87%/8%/5% | 3.4 | 312.71 | 20.30 | 10.8 | | 2028 | 115.34 | 82%/10%/8% | 3.6 | 340.48 | 22.10 | 2.2 | | 2029 | 121.80 | 78%/12%/10% | 3.8 | 361.01 | 23.43 | 1.1 | | 2030 | 65.04 | 75%/15%/10% | 4 | 195.12 | 12.66 | -49.0 | [15] 测算总结 - 未来5年新型储能新增装机累计接近500GW，年均增速约4.2%，累计装机从144.7GW增至642GW，翻倍达成十五五规划目标 [16] - 2026 - 2029年为稳步推进期，增速逐年放缓，2030年为收尾达标年，新增装机回落 [12][16] - 钠电、其他技术路线按平缓节奏渗透，2030年长时储能逐步成为绝对主流，优化锂电主导的技术结构 [12][16]

政策核心 - 国家发改委、国家能源局于2026年1月30日发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，旨在分类完善煤电、气电、抽水蓄能及新型储能的容量电价机制，并计划在电力现货市场连续运行后，有序建立基于机组顶峰能力的发电侧可靠容量补偿机制 [1] 政策背景与目标 - 中国新能源已成为第一大装机电源，但其随机性和波动性强，需依赖煤电、气电、抽水蓄能和新型储能等调节性电源进行配套 [1] - “十四五”期间已建立煤电、抽水蓄能容量电价机制，部分省份探索了气电和新型储能机制，通过提供“保底工资”保障系统安全运行并促进新能源消纳 [1] - 现行机制面临新问题：部分地区煤电利用小时数快速下降导致现有容量电价保障力度不足；抽水蓄能机制对企业成本约束不足；各地对气电和新型储能的原则不一致 [2] - 政策目标为适应新型电力系统建设要求，完善机制并适时建立可靠容量补偿机制 [2] 新型储能容量电价机制 - 首次从国家制度层面为电网侧独立新型储能建立容量电价机制，将其正式纳入发电侧容量电价体系，这是《通知》的最大亮点 [3][4] - 实施范围：服务于电力系统安全运行、未参与配储的电网侧独立新型储能电站，各地可给予容量电价 [4] - 容量电价水平以当地煤电容量电价标准为基础，根据顶峰能力按一定比例折算（折算比例为满功率连续放电时长除以全年最长净负荷高峰持续时长，最高不超过1），并考虑市场建设进展和系统需求确定 [4] - 此前独立储能主要依赖峰谷套利，盈利偏低制约了其规模化发展 [4] - 新机制预计将储能项目的内部收益率提升至8%-12%的健康区间，形成“容量电价+套利+辅助服务”的多元收益模式 [5] - 行业观点认为，2026年将成为独立新型储能市场化发展元年，完整收益版图（电能量市场、辅助服务市场、容量电价）已成型 [5] - 截至2025年12月底，全国新型储能累计装机规模达144.7 GW，同比增长85%，是“十三五”末的45倍 [5] - 2025年初的“136号文”已明确储能配置不再作为新能源项目核准、并网的前置条件，终结了“强制配储” [5] - 储能角色从过去的配套或备用电源，升级为构建以新能源为主体的新型电力系统中不可或缺的主角，其关键定位将在未来5-10年持续强化 [6] 煤电容量电价机制 - 《通知》要求各地按照2023年1501号文，将通过容量电价回收煤电机组固定成本的比例提升至不低于50%，并可结合当地实际情况进一步提高 [7] - 这意味着煤电容量电价有望在目前基础上提高 [8] - 2023年建立的煤电容量电价机制，将煤电单一制电价调整为两部制电价，固定成本全国统一标准为每年每千瓦330元 [8] - 2024-2025年，多数地方执行30%的固定成本回收比例，对应容量电价约100元/千瓦·年；部分转型较快地区执行50%，对应约165元/千瓦·年 [8] - 容量电价标准的提升有助于提高煤电行业资产回报率，改善现金流，缓解利用小时数下降与固定成本刚性的矛盾 [8] - 同时可推动行业结构优化，加速低效小机组出清，促进灵活性改造，为煤电向灵活性电源转型提供商业模式支撑 [9] - 2025年全国6000千瓦及以上电厂发电设备累计平均利用3119小时，比上年同期减少312小时 [10] - 2025年上半年，煤电发电设备利用小时为2056小时，同比降低147小时 [10] 抽水蓄能容量电价机制 - 对2021年633号文出台前开工建设的电站，维持现行价格机制不变；对之后开工建设的电站，实行“一省一价”，由各地按弥补平均成本原则制定统一容量电价，同时电站自主参与电力市场，收益与用户分享 [10] - 此举预计让抽水蓄能项目内部收益率稳定在6%-8%，大幅覆盖固定成本，提振市场投资信心，促进其与新能源基地配套及与电化学储能形成互补 [10] - 抽水蓄能建设周期长、投资规模大，政策针对不同时期项目作出了差异化、过渡性安排 [11] 可靠容量补偿机制 - 《通知》明确将有序建立发电侧可靠容量补偿机制，并对可靠容量定义、补偿标准、范围等提出具体要求 [11] - 可靠容量指机组在电力系统顶峰时段能够持续稳定供电的容量，是衡量机组顶峰能力的“标尺” [11] - 未来将根据可靠容量这一统一“标尺”公平给予补偿，不再区分机组类型，有利于促进不同技术类型公平竞争，是成熟电力市场的通行做法 [11] - 政策推动电力市场从“电量为王”向“电量+容量”双轨制转型，预计将重塑电力投资格局，显著提升储能、煤电、抽蓄等调节性资产的吸引力 [12] - 促进多元调节资源协同运行，将持续降低系统弃风弃光率，为新能源装机占比超50%的新型电力系统筑牢支撑基础 [12]

政策背景与核心目标 - 国家发改委与国家能源局联合印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，旨在适应新型电力系统建设要求，更好保障电力系统安全稳定运行并助力能源绿色低碳转型 [1] - 完善机制的直接原因是新能源已成为第一大装机电源类型，但其随机性与波动性强，需配套调节性电源保障供电，而现行容量电价机制在保障力度、成本约束及公平性方面面临新问题 [2] 机制完善的具体方向 - 分类完善煤电、气电、抽水蓄能、新型储能的容量电价机制，以引导调节性电源合理建设并更好发挥调节作用 [2] - 在电力现货市场连续运行后，适时建立基于“可靠容量”这一统一标尺的补偿机制，不再区分机组类型，以促进不同技术公平竞争并推动行业高质量发展 [3] - 针对煤电，因容量电价提高导致其需通过电能量市场回收的成本下降，通知允许各地适当调整省内煤电中长期市场交易价格下限，不再统一执行基准价下浮20%的规定 [4] 电力市场交易与价格优化 - 推动抽水蓄能、新型储能公平参与电力市场，以形成真实价格信号并充分发挥其调节作用 [4] - 鼓励电力供需双方在中长期合同中签订随市场供需和发电成本变化的灵活价格机制，各地不得强制要求签订固定价格 [4] 政策影响分析 - 政策对居民和农业用户的电价水平没有影响，工商业用户购电成本因调节性电源成本回收的“一升一降”对冲而影响不大 [5] - 完善机制有利于增强电力安全保供能力，调动调节性电源建设积极性并提升顶峰出力 [6] - 有利于促进调节性电源作用发挥，更好支撑新能源消纳利用，助力能源绿色低碳转型 [6] - 有利于推动调节性电源健康发展，引导企业科学合理布局、加强经营管理、降本增效并促进技术创新 [6]

政策核心观点 - 国家发改委与能源局发布通知，旨在完善发电侧容量电价机制，以引导调节性电源建设、保障电力系统安全稳定运行、助力绿色发展[2][3] - 总体思路是适应新型电力系统和市场建设需要，分类完善煤电、气电、抽水蓄能及新型储能的容量电价机制，并在电力现货市场连续运行后有序建立发电侧可靠容量补偿机制[4] 分类完善容量电价机制 - 煤电及天然气发电：要求各地将煤电机组通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%，并可结合实际情况进一步提高[5] - 抽水蓄能：对633号文件出台前开工的电站，容量电价继续实行政府定价；对之后开工的电站，由省级价格主管部门每3-5年按经营期内弥补平均成本的原则制定统一容量电价，并允许电站自主参与电能量、辅助服务等市场[5][6] - 电网侧独立新型储能：对服务于系统安全、未参与配储的此类电站，各地可给予容量电价，其水平以当地煤电容量电价为基础，根据顶峰能力按一定比例折算，最高折算比例不超过1[7] 有序建立发电侧可靠容量补偿机制 - 总体要求：电力现货市场连续运行后，省级部门应适时建立可靠容量补偿机制，对机组的可靠容量按统一原则进行补偿，补偿标准以弥补市场边际机组在电能量和辅助服务市场不能回收的固定成本为基础[8] - 补偿范围：初期可包括自主参与市场的煤电、气电和符合条件的电网侧独立新型储能，并逐步扩展至抽水蓄能等其他具备可靠容量的机组[8] - 政策衔接：可靠容量补偿机制建立后，相关煤电、气电、电网侧独立新型储能等机组不再执行原有容量电价；对通知出台后开工的抽水蓄能电站，可统一执行可靠容量补偿机制并参与市场，市场收益全部由电站获得[9] 完善相关配套政策 - 市场交易和价格机制：煤电容量电价机制完善后，各地可适当调整省内煤电中长期市场交易价格下限，并放宽煤电中长期合同签约比例要求，鼓励签订灵活价格机制[10][11] - 电费结算政策：调节性电源的容量电费、可靠容量补偿费用纳入系统运行费用；对抽水蓄能和电网侧独立新型储能的充放电价、市场收益结算及输配电费处理方式做出了具体规定[11] - 区域共用抽水蓄能分摊：区域共用抽水蓄能电站的容量电费分摊比例根据容量分配比例确定，鼓励通过市场化方式优化[12] 组织实施要求 - 工作协同：省级价格主管部门需会同相关部门完善政策并适时建立可靠容量补偿机制，省级能源主管部门需科学测算当地电力系统可靠容量需求，电网企业需配合数据测算、签订协议并做好结算工作[13] - 电价承受能力评估：省级部门需建立用户经济承受能力评估制度，评估结果将作为确定补偿标准、制定发展规划及项目核准的重要依据，未开展评估的项目不得纳入规划或给予补偿[13] - 容量电费考核：将完善并分类进行容量电费考核，引导机组提升运行水平和顶峰出力能力，对未达考核要求的机组将扣减相关费用[14]

政策核心 - 国家发改委与国家能源局联合印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，旨在通过分类完善煤电、气电、抽水蓄能及新型储能的容量电价机制，引导调节性电源建设，保障电力系统安全稳定运行，并助力能源绿色低碳转型 [1] 政策出台背景与目的 - 新能源已成为第一大装机电源类型，但其随机性与波动性要求配套建设调节性电源（如煤电、气电、抽水蓄能、新型储能）以保障供电稳定 [2] - 现行容量电价机制面临新问题：部分地区煤电发电小时数快速下降导致容量电价保障力度不足；抽水蓄能机制对企业成本约束不足；各地气电与新型储能机制原则不统一，不利于公平竞争 [3] - 完善机制旨在适应新型电力系统建设要求，分类完善各类电源容量电价，并适时建立可靠容量补偿机制，以更好保障系统安全与促进能源转型 [3] 各类电源容量电价机制完善要点 - **煤电与气电**：各地通过容量电价回收煤电机组固定成本的比例提升至不低于50%，即每年每千瓦165元；气电容量电价机制可参照煤电方法建立 [4] - **抽水蓄能**：对2021年633号文件出台前开工的电站，维持现行价格机制；对之后开工的电站，实行“一省一价”，由各地按弥补平均成本原则制定统一容量电价，同时电站自主参与电力市场，收益与用户分享 [4] - **电网侧独立新型储能**：各地可根据当地煤电容量电价标准，结合放电时长和顶峰贡献等因素，建立容量电价机制 [4] 可靠容量补偿机制 - 可靠容量是衡量机组在顶峰时段持续稳定供电能力的“标尺”，不同类型机组顶峰能力不同 [5] - 在电力现货市场连续运行后，将适时建立可靠容量补偿机制，根据可靠容量这一统一“标尺”公平补偿，不再区分机组类型，以促进不同技术公平竞争，此为成熟电力市场通行做法 [5] 电力市场交易与价格机制优化 - **推动公平入市**：加快实现抽水蓄能、新型储能公平参与电力市场，特别是633号文件后开工的抽水蓄能电站应自主参与市场，以充分发挥调节作用 [7] - **优化煤电交易价格下限**：容量电价提高后，煤电通过电能量市场回收的成本下降，因此各地可适当调整省内煤电中长期市场交易价格下限，不再统一执行基准价下浮20%的下限，而是根据市场供需和机组变动成本等情况合理确定 [7] - **鼓励灵活价格机制**：鼓励供需双方在中长期合同中签订随市场供需、发电成本变化的灵活价格机制，各地不得强制要求签订固定价，可要求年度合同中约定一定比例电量实行与现货价格等挂钩的灵活价格 [7] 对终端用户的影响 - 政策对居民和农业用户电价水平没有影响，仍执行现行目录销售电价政策 [8] - 对工商业用户而言，调节性电源通过电能量市场回收的成本下降与通过容量电价回收的成本上升形成对冲，因此购电成本影响不大，同时有利于保障用电需求与构建新型电力系统 [8] 政策的积极作用 - 有利于增强电力安全保供能力，调动调节性电源建设积极性，提升顶峰出力 [9] - 有利于促进调节性电源作用发挥，更好支撑新能源消纳利用，助力能源绿色低碳转型 [9] - 有利于推动调节性电源健康发展，引导科学合理布局、加强经营管理、降本增效并促进技术创新，高效建设新型电力系统 [9]

政策核心内容与目标 - 国家发展改革委与国家能源局于2026年1月联合发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，旨在通过分类完善容量电价机制、优化市场交易，以保障电力系统安全稳定运行，并助力能源绿色低碳转型 [4][15] - 政策核心是适应新型电力系统建设需要，通过给予调节性电源（如煤电、气电、抽水蓄能、新型储能）“保底工资”（容量电价），引导其合理建设，在新能源出力不足时顶峰保供，在新能源充足时为新能源让路，从而促进新能源消纳 [5][13] - 随着新能源成为第一大装机电源，其随机性与波动性对系统调节能力提出更高要求，现行机制存在保障力度不足、成本约束不够、各地原则不统一等问题，因此需进行系统性完善 [5][6] 分类容量电价机制完善要点 - **煤电与天然气发电**：明确将煤电机组通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于**50%**，即每年每千瓦**165元** 各地可结合实际情况进一步提高 气电容量电价机制可参照煤电方法建立 [7][17][18] - **抽水蓄能**：实行新旧项目区别对待 对于2021年633号文件出台**后**开工的电站，实行“一省一价”，由省级价格主管部门按经营期内弥补平均成本的原则制定统一容量电价，同时电站需**自主参与电力市场**，市场收益由电站与用户分享 633号文件出台**前**开工的电站维持现行政府定价机制 [7][18] - **电网侧独立新型储能**：首次在国家层面明确可建立容量电价机制 容量电价水平以当地煤电容量电价标准为基础，根据满功率连续放电时长与全年最长净负荷高峰持续时长的比例进行折算（最高不超过1），并结合电力市场建设等因素确定 实行清单制管理 [4][8][19] 电力市场交易与价格机制优化 - **推动调节性电源公平入市**：要求加快实现抽水蓄能、新型储能公平参与电力市场，特别是633号文件后开工的抽水蓄能电站应自主参与市场，以充分发挥调节作用 [10] - **优化煤电中长期交易价格下限**：容量电价提高后，煤电通过电能量市场回收的成本下降，因此各地可适当调整省内煤电中长期交易价格下限，不再统一执行基准价下浮**20%** 的下限，而根据市场供需、机组变动成本等情况合理确定 [10][22] - **鼓励灵活价格机制**：鼓励供需双方在中长期合同中签订随市场供需、发电成本变化的灵活价格条款，各地不得强制签订固定价，并可要求年度合同中约定一定比例电量实行与现货价格等挂钩的灵活价格 [11][22] 可靠容量补偿机制的建立 - **定义与目标**：可靠容量指机组在系统顶峰时段能持续稳定供电的容量，是衡量顶峰能力的统一“标尺” 政策提出在电力现货市场连续运行后，适时建立可靠容量补偿机制，根据可靠容量对各类机组进行统一补偿，不再区分机组类型，以促进公平竞争 [9][16][20] - **补偿范围与衔接**：补偿范围可包括自主参与市场的煤电、气电和符合条件的电网侧独立新型储能等，并逐步扩展至抽水蓄能等其他机组 可靠容量补偿机制建立后，相关机组将**不再执行原有容量电价** [20][21] 对终端用户与行业的影响 - **对终端用户电价影响有限**：政策明确对居民、农业用户电价水平没有影响，仍执行现行目录销售电价 对工商业用户，调节性电源成本回收结构“一升一降”形成对冲，购电成本影响不大 同时，政策有利于保障用电需求 [12] - **促进行业健康发展**：政策有利于增强电力保供能力，调动调节性电源建设积极性 有利于促进调节性电源作用发挥，更好支撑新能源消纳 有利于引导企业科学合理布局、加强经营管理与降本增效，推动技术创新 [13]

文章核心观点 - 国家发改委新出台的发电侧容量电价机制旨在构建全国统一的容量电价体系 为煤电、气电、抽水蓄能及新型储能等调节电源提供稳定的收益补偿渠道 以解决其因市场化收益不足而发展受限的问题 从而保障新型电力系统的安全稳定运行 支持新能源大规模发展和“双碳”目标实现 [2][4][13] 政策出台背景与必要性 - 截至2025年底 中国电源总装机达38亿千瓦 其中新能源装机18亿千瓦 占比47.4% 青海、宁夏、甘肃等8个省（区）新能源装机占比已超50% 系统平衡调节矛盾突出 [3] - “十五五”期间 预计中国新能源年新增装机仍将维持在2亿千瓦以上 对调节电源的需求更为迫切 [3] - 调节电源仅靠辅助服务市场和现货市场收益难以生存 而此前全国缺乏统一机制 各省政策差异大 导致调节电源发展速度跟不上风光电源 带来保供安全隐患 [4] 新政策的核心机制与阶段划分 - 新政策标志着中国发电侧容量电价发展进入第二阶段 即“可靠容量补偿机制”阶段 未来第三阶段将是容量市场 [5] - 政策对煤电、气电、抽水蓄能和新型储能四类调节电源的容量电价机制进行了差异化安排 [6] 各类调节电源的具体政策安排 - **新型储能**：首次在国家层面建立全国统一的容量电价补偿标准 按照顶峰能力给予补偿 补偿标准以当地煤电容量电价为基础按比例折算 折算比例与连续放电小时数和系统最长净负荷高峰持续时段挂钩 [6][8] - **抽水蓄能**：对633号文出台前后的项目作出差异化安排 新开工项目由省级政府按3-5年平均成本核定容量电价 并允许其自主参与电能量和辅助服务市场 [9] - **煤电**：在原有1501号文基础上 要求各地提升煤电容量电价回收固定成本比例至超过50% 以缓解其经营压力 [6] - **气电**：完全放权给省级能源和价格主管部门来确定容量电价 [6] 新型储能的受益与前景 - 新型储能是本次容量机制完善的最大受益主体 其政策地位得到显著提升 [7] - 新型储能装机规模从2021年的400万千瓦快速增长至2025年12月的1.4亿千瓦 已成为全国第一大储能电源 [7] - 以甘肃为例 在容量电价政策支持下 4小时充电时长的储能可获得165元/千瓦/年的固定容量电费 结合市场收益已可实现商业运行 [8] - 目前10万千瓦/4小时新型储能电站单位千瓦投资约2800元 随着技术进步和成本下降 其优势将进一步显现 [8] 抽水蓄能的过渡安排与盈利预期 - 政策为抽水蓄能提供了明确的过渡安排 以稳定其长期盈利能力预期 避免因定价机制突变导致项目难以为继 [10] - 633号文核准的抽水蓄能容量电价需求多在600元/千瓦·年左右 预计新建抽蓄实际可获得容量电价完全能达到600元/千瓦·年以上 [10] - 政策考虑新型储能所需容量电价仅为抽水蓄能的1/3左右 因此保留抽蓄单独定价以保障建设连续性 [10] 配套政策与落地保障 - **确定储能充放电价**：统一规定储能在充电时按单一制用户缴纳输配电价 放电时按放电量退还输配电费 充放电价格按现货市场实时价格执行 [11] - **明确区域共用抽蓄费用分摊**：区域共用抽蓄的容量费用按容量分配比例在各省（区）分摊 解决了长期存在的分摊难题 [11] - **权责同步下沉至省级政府**：省级政府拥有项目核准权和容量电价制定权 同时也需承担由此带来的用电成本上涨压力 需统筹投资与成本关系 [12]