2025年度经营业绩 - 2025年公司实现营收36.88亿元，同比增长22.40% [1][3] - 2025年公司实现归母净利润4.21亿元，同比增长15.42% [1][3] - 业绩增长源于公司坚持创新驱动、深耕主营业务并积极开拓市场 [1][3] 储能业务与政策影响 - 国家发改委、能源局发布通知，明确建立电网侧独立新型储能容量电价机制 [1][3] - 新机制有望构建“容量电价+电能量收益+辅助服务收益”的完整收益模型，提升储能项目投资收益率 [1][3] - 公司作为新型储能EPC及设备集成服务提供商，并牵头组建国家新型储能创新中心，预计将充分受益于该政策 [1][3] - 公司储能市场不局限于南方电网，正向国家电网等区域拓展，覆盖电源侧、电网侧和用户侧 [1][4] - 公司依托国家新型储能创新中心、合资储能公司、南网越秀双碳基金及算电协同应用场景，推动新技术落地与市场扩展 [1][4][5] 算电协同业务布局 - 算电协同已上升为国家战略，旨在实现算力与电力资源的动态匹配、智能调度和高效协同 [5] - 在能源优化管理方面，公司利用构网型储能技术应用于数据中心绿电直连，并研发以SST为核心的供电架构 [2][5] - 公司提供“光储直柔”、“光储充用”等一体化综合解决方案 [2][5] - 在负荷智能调度方面，公司研发了源网荷储智慧联动平台及边缘调控终端系列产品，提供云化统一服务 [6] - 公司的智能监测与计量设备为电网智能调度提供数据支撑 [6] 试验检测业务 - 公司试验检测业务主要包括物资品控到货筹建、安全工器具检测、输变电X射线检测、仪器仪表校准测试等 [2][7] - 该业务主要竞争对手包括开普检测、国缆检测、广电计量、华测检测等企业 [2][7] 电力电子业务 - 公司电力电子产品涵盖直流配用电装置、储能变流器（含构网型PCS）及柔性配电网整体解决方案 [2][7] - 公司在该领域拥有超过60项自主专利知识产权，并参与多项国际、国内标准制定 [7] - 该业务已实现超3亿元的营收合同，订单覆盖全国多个省份，尤其在广东、广西、内蒙古、贵州、湖北等地 [7] - 未来公司将结合“丝路”及“光储直柔”技术开发新一代产品，并致力于在碳化硅模块等领域实现国产替代 [7] 海外业务布局 - 公司聚焦南美洲、东南亚、中东、非洲等重点地区拓展海外业务 [2][8] - 公司采取“以技术咨询、服务带动设备出海，以点拓面辐射区域市场”的思路，打造可复制的海外电网解决方案和样板工程 [8] - 公司将协同南网国际公司及产业链上下游合作伙伴共同推动国际化业务发展 [8] 股权划转与集团化协同 - 公司国有股份无偿划转工作正在协同控股股东积极推进中 [9] - 南方电网组建南网科产公司旨在加快塑造能源电力新质态，优化产业布局以应对行业新特征 [9] - 集团化运作有利于实现优势互补，推动非管制业务专业化、集约化、市场化、产业化发展 [9] - 作为南网唯一的科创板上市平台，公司将基于内部优质科研供给，强化科技产业化协同，提高核心竞争力 [9]

文章核心观点 - 新型储能连续第三年被写入政府工作报告，行业进入规模化发展阶段，但面临盈利挑战 [3] - 政策迎来关键突破，国家首次将电网侧独立储能纳入发电侧容量电价机制，形成“电能量市场、辅助服务市场、容量电价”三元收益结构，旨在提升项目经济性 [5] - 新政策推动下，独立储能项目备案数量呈现爆发式增长，行业预计在“十五五”时期进入真正的市场化发展阶段，并呈现稳步增长、技术多元、定位升级三大趋势 [6] 行业现状与规模 - 截至2025年底，全国已建成投运新型储能装机规模达到1.36亿千瓦/3.51亿千瓦时，与“十三五”末相比增长超40倍 [3] - 2025年，独立储能新增装机3543万千瓦，累计装机规模占比为51.2%，较2024年底提高约5个百分点 [3] - 2025年，全国新型储能等效利用小时数达1195小时，较2024年提升近300小时 [4] - 2025年，新型储能累计为新能源腾出消纳空间421亿千瓦时，夏季最大顶峰能力超3000万千瓦 [4] 行业挑战与盈利困境 - 受电力市场建设进程、市场价格波动小、辅助服务品种少等因素影响，新型储能在市场中尚难盈利 [5] - “政策配储”取消后，独立储能增量项目丧失原有50%~70%的租赁收益，内部收益率降低至2.2%~3.5% [5] 关键政策突破 - 2026年1月30日，国家发改委、国家能源局印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，首次从国家制度层面明确新型储能的容量价值 [5] - 政策规定，对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 [5] - 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确定 [5] 政策影响与行业趋势 - 新政策推动项目收益模式从单一依赖市场化收益，转向“容量电价保底收益+市场化浮动收益”的双重保障 [6] - 受政策带动，独立储能项目备案数量爆发式增长：以广东为例，截至2026年3月6日，备案通过项目达79个，接近2025年全年180个的一半，是2024年全年47个的约1.68倍，是2023年全年29个的约2.72倍 [6] - 业内人士预计“十五五”时期行业三大趋势：行业将保持稳步增长；技术路线走向多元，短期以锂电池为主，中长期实现中短时与长时储能协同发展；定位升级为“系统核心调节资源” [6]

国家及青海省发电侧容量电价新规核心内容 - 2026年初国家层面发布新规 明确将有序建立发电侧可靠容量补偿机制 对机组可靠容量根据顶峰能力进行统一补偿[1] - 青海省积极响应并发布地方征求意见稿 成为较早落实国家政策的地区之一[1][5] 青海省容量电价机制设计要点 - 初期实行统一的容量补偿标准 2026年定为165元/（千瓦·年）[3] - 后期补偿标准将根据回收边际机组固定成本等因素 由省级价格主管部门调整确定[3] - 机组最终获得的容量电费由有效容量、容量供需系数及补偿标准共同决定 并非简单按装机计算[3] - 采用“统一标准+差异化有效容量认定”制度 有效容量认定方式因电源特性（出力稳定性、可用率等）不同而存在关键差异[3] - 该机制设计旨在降低制度复杂度 同时使补偿贴近各类电源对系统可靠性的实际贡献 引导高可用性、高顶峰能力电源发展[4] 定价水平考量与地区比较 - 165元/（千瓦·年）的定价旨在平衡鼓励投资与社会成本分摊 是各方诉求间的合理平衡点[4] - 其他省份如甘肃已先行出台类似政策 其2026年可靠容量补偿标准暂定为每年每千瓦330元[5] 政策背景与演进 - 地方探索是对中央政策导向的主动落实和细化实践 2023年国家煤电容量电价机制已为地方探索预留空间[6] - 2025年《电力现货连续运行地区市场建设指引》进一步要求各地探索构建发电机组可靠容量评估体系[6] - 部分省份的先行先试为国家2026年进一步完善发电侧容量电价机制积累了经验[6]

行业核心数据与增长 - 2025年全国风光发电量同比增长25%，占发电量比重达到22%，带动可再生能源电量占发电量比重近四成 [1] - 2025年可再生能源新增装机4.52亿千瓦，同比增长21% [1] - 2025年风电新增装机119.33GW，同比增速50.4% [1] - 2025年太阳能新增装机315.07GW，同比增速13.7% [1] 电网投资与转型目标 - “十五五”期间，国家电网固定资产投资预计达4万亿元，较“十四五”时期增长40% [1] - 4万亿元投资将聚焦绿色转型，服务经营区内风光新能源装机容量年均新增2亿千瓦左右 [1] - 投资目标推动非化石能源消费占比达到25%、电能占终端能源消费比重达到35% [1] 市场环境与政策动态 - 风光装机增速分化，主因是新能源全面入市对电量电价造成压力，风电出力分散影响较小，光伏出力集中影响较大 [1] - 国家发改委、能源局发布通知，首次将电网侧独立新型储能纳入容量电价补偿范围，标准参照当地煤电，根据顶峰能力折算 [2] - 制约新能源全面入市的三大压制因素（消纳、电价、补贴）正在逐步缓解，市场化将引领新能源高质量发展 [2]

碳酸锂价格近期走势与驱动因素 - 1月下旬以来碳酸锂价格最大跌幅达34%，几乎回吐年内涨幅 [1] - 价格下跌导火索为美元指数大幅上涨导致全球风险偏好下降，期货多头快速撤退 [1] - 现货市场表现相对抗跌，因上游锂盐厂惜售挺价，下游材料厂逢低采购备库 [1] - 节前下游备货接近尾声，市场焦点将转向节后供需关系 [1] 供应端分析 - 锂矿供需两旺，澳洲锂辉石矿和国内锂云母矿价格年内涨幅达26% [2] - 1月中国碳酸锂产量环比减少1%至9.79万吨，预计2月产量降至8.19万吨，日度产量预计比1月下降7% [2] - 1月智利出口锂盐3.93万吨LCE，环比增加76%，同比增加38.7%，主因春节因素导致提前发运 [2] - 国内碳酸锂进口亏损扩大，预计后续进口量将下降，整体供应压力减缓 [2] 需求端分析 - 春节临近正极材料厂放缓生产，三元材料周度产量较去年高点下降11%至17116吨，磷酸铁锂周度产量下降8.6%至87500吨 [3] - 动力电池周度产量在连续8周下降后上周止跌回升，环比上涨0.3GWH至26.7GWH [3] - 锂电池“抢出口”效应显著，因4月1日起出口退税率下调政策促使下游提前集中备货 [3] - 节后新能源车市产销将进入旺季，动力领域电芯需求将恢复 [3] - 1月国内储能系统中标能量规模环比增加13.7%至13.9GWH，行业保持高景气度 [4] - 新型储能电站纳入容量电价机制，有望提高项目收益率并进一步提振国内储能装机量 [4] - 节后在锂电池“抢出口”、新能源车产销复苏及储能政策支撑下，正极材料产量将恢复增长，直接带动碳酸锂需求 [4] 库存状况分析 - 截至2月5日，碳酸锂社会库存为105463吨，周度去库量2019吨 [5] - 库存结构显示41%的库存集中在下游，下游在出口政策公布后持续加大补库力度 [5] - 冶炼厂库存下降647吨至18356吨，贸易商库存下降4430吨至43450吨，下游库存累积3058吨至43657吨 [5] - 贸易商和上游盐厂总体库存偏低，在后续去库背景下，低库存对价格支撑将加强 [5] 市场展望 - 碳酸锂市场进入由供需基本面主导的新阶段，价格底部支撑正在夯实 [5] - 国内2月产量环比下降态势明确，进口窗口关闭减少海外补给，供应压力边际放缓 [5] - 需求端虽处季节性淡季，但“抢出口”效应、下游逢低补库及储能高景气构成坚实现实需求 [5] - 碳酸锂价格有望止跌回升 [5]

文章核心观点 - 《关于完善发电侧容量电价机制的通知》的出台标志着中国电力市场改革在解决系统稳定性和备用电源保障问题上迈出关键一步，通过分类完善各类电源的容量电价机制，并计划未来建立基于“可靠容量”的统一补偿机制，旨在构建更成熟、高效的市场化电价体系，为新型电力系统奠定制度基础 [1][4][9] 解决现行容量电价机制遇到的新问题 - 现行机制面临三个新问题：部分地区煤电发电小时数快速下降导致现行容量电价保障力度不足；现行抽水蓄能容量电价机制对企业成本约束不足，影响项目科学布局与降本增效；各地气电、新型储能容量电价原则不统一，不利于营造公平竞争环境 [3] - 解决方案是分类完善煤电、气电、抽水蓄能、新型储能容量电价机制，并计划在电力现货市场连续运行后，适时建立基于“可靠容量”的统一发电侧补偿机制 [3] - “可靠容量”被定义为机组在电力系统顶峰时段能够持续稳定供电的容量，是衡量顶峰能力的“标尺”，未来将以此为标准公平补偿各类机组，促进不同技术类型公平竞争 [3] 完善发电容量电价机制的目的与“两步走”安排 - 容量电价旨在向在新能源大发时段“备而不发”、在系统紧张时顶峰发电的调节性电源支付费用，以保障其存在，类似于支付“座席费”或“工资” [4] - 机制安排呈现清晰的“两步走”：第一阶段是分类完善，针对不同电源特性分别制定容量电价规则；第二阶段是适时建立发电侧可靠容量补偿机制，不再区分电源类型，而是依据其在系统最紧张时提供的可靠电力能力进行补偿，实现“同工同酬” [4] - 思路从过去的分类定价，转向未来电力现货市场全面铺开后，依据各类电源的实际“出力多少”来制定容量电价标准 [4] 首次确立独立储能容量电价 - 《通知》最大亮点是首次在国家层面明确，允许各地建立电网侧独立新型储能的容量电价机制 [5][6] - 过去电网侧独立新型储能主要依附强制配储政策，缺乏与能力挂钩的盈利模式，导致部分储能“建而不用”或利用率低下 [6] - 《通知》明确对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，并提出了补偿标准、折算比例等指导原则，实行清单制管理 [6] - 行业专家指出，随着增量新能源强制配储政策取消，原有容量租赁模式难以为继，独立储能项目仅凭电能量和辅助服务市场收益不足以覆盖成本，因此亟需容量电价机制以稳定收益预期 [6] - 目前已有7个省正式发布储能容量补偿机制，以甘肃为代表，首次将电网侧新型储能纳入发电侧容量补偿机制范围 [6] - 《通知》将独立储能纳入容量电价机制，类似于“同工同酬”，可提升其收益预期，激励其发挥顶峰支撑作用，并加速推动新型储能全面参与电力市场 [6] 对储能行业的影响与收益版图 - 《通知》出台标志着独立新型储能完整收益版图成型，形成电能量、辅助服务、容量电价三大收益板块协同发力 [7] - 2026年被视为独立新型储能市场化发展元年 [7] - 容量电价机制对储能电站的技术性能、建设运营能力提出更高要求，投资运营方需科学平衡电能量、辅助服务与容量收益的关系，实现多元收益协同增长 [7] - 对地方政府而言，需做好各类调节资源的统筹规划，提前开展需求发布与风险预警，并建立严格的项目遴选、管理和评估考核体系，确保政策红利流向可靠优质的储能项目 [7] 配套市场规则优化与对用户的影响 - 为配合容量电价落地，《通知》优化了电力市场交易规则，加快实现抽水蓄能、新型储能公平入市 [8] - 《通知》优化了煤电中长期交易价格下限，允许各地调整下限，不再统一执行下浮20%的限制，使煤电能够以更具竞争力的价格与新能源竞争 [8] - 容量电价提升了煤电的固定收入保障，降低了其需通过电能量市场回收的成本 [8] - 鼓励签订灵活价格合约和推广浮动价格机制，有助于降低用户和发电企业的市场风险 [8] - 对于工商业用户，虽然增加了容量电费支付，但因电能量价格占比下降，两者形成对冲，预计2026年用户的整体电价将保持总体稳定 [8] 政策意义与未来展望 - 《通知》被视为为电力系统安全购买了一份“保险”，通过市场化手段确保无风无光时有足够电源顶峰 [9] - 该政策既解决了煤电生存的隐忧，又打开了独立新型储能的发展空间，为构建新型电力系统奠定了制度基础 [9] - 未来，随着基于“同工同酬”的可靠容量补偿机制逐步落地，一个更成熟、高效的市场化电价体系将全面形成 [9]

文章核心观点 - 国家发改委、能源局联合印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（114号文），首次将天然气发电和电网侧独立新型储能纳入全国统一的容量电价机制框架，旨在为电力系统的“稳定可用能力”明码标价，保障电力供应安全，并推动建立“同工同酬”的可靠容量补偿市场，支撑能源绿色转型 [1] - 新政策填补了新型储能在容量机制上的政策空白，使其与煤电、抽水蓄能享有同等的电力市场政策地位，标志着独立新型储能完整收益版图成型，2026年将成为其市场化发展元年 [1][3][6] 政策内容与突破 - 核心突破在于首次将天然气发电和电网侧独立新型储能纳入全国统一的容量电价机制框架，与已有的煤电、抽水蓄能政策共同构成覆盖多类调节性电源的完整体系 [1] - 政策旨在通过为“关键时刻能不能顶得上、稳得住”的可用发电能力（容量）付费，而不仅仅是为实际发电量付费，以保障系统稳定 [2] - 出台背景是各地气电、新型储能容量电价机制原则不统一，不利于公平竞争，需适应新型电力系统建设要求 [2] 对新型储能行业的影响 - 政策发布对行业是利好消息，意味着独立储能将与火电、抽蓄“同工同酬” [1][6] - 此前，由于增量新能源强制配储政策取消，以往占据项目总收益近50%至60%的容量租赁收益模式无法延续，仅靠电能量和辅助服务市场收益难以覆盖投资与运营成本 [3][6] - 114号文有利于推动形成“可靠容量补偿稳基本、电能量市场和辅助服务增效益”的收益结构，电能量、辅助服务、容量电价三大收益板块将协同发力 [6] 容量电价具体机制设计 - 对电网侧独立新型储能电站，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） [4] - 设计了“煤电基准+因子折算+清单管理+市场协同”的容量电价体系，规则围绕“真实反映顶峰贡献、合理回收固定成本、引导高效资源配置”展开 [4] - 实行清单制管理，项目具体清单由省级能源主管部门会同价格主管部门制定 [4] - 收益体系实现了容量电价+市场收益，构建起新型储能的双轮驱动模式 [5] 地方落地预期与分化 - 独立储能的容量电价水平有待各地方具体确定，不同省份政策落地节奏可能影响项目收益 [5] - 预计落地过程将在三个维度分化：定价逻辑差异、考核标准差异、分摊机制差异 [5] - 在新能源占比高、调节压力大且外送受限的地区，更强调容量电价的托底功能；现货市场更成熟的地区则更可能强化与电能量市场、辅助服务收益的联动 [5] - 受端负荷中心考核更在意尖峰供电能力，送端新能源基地考核更可能侧重波动平抑与消纳支撑 [5] 对行业参与者的要求 - 对项目投资方而言，容量电价机制对储能电站的技术性能、建设运营能力提出了更高要求，需科学平衡电能量、辅助服务与容量收益的关系 [7] - 对地方政府而言，需立足区域资源禀赋与系统需求做好统筹规划，避免“一哄而上”，通过建立严格的项目遴选与管理机制，确保政策红利流向可靠、优质的项目 [7] - 容量电价机制是通向成熟电力市场的桥梁，地方在制定细则时应预留与未来可靠容量补偿机制的衔接口 [7]

公司对容量电价新规的回应与策略 - 公司在互动平台回应投资者 表示根据《关于完善发电侧容量电价机制的通知》(发改价格〔2026〕114号)文件 抽水蓄能电站可靠容量电价能够提升回报确定性 市场化运营能够拓展增收空间[1] - 公司表示将平衡保底收益与市场弹性 以保障项目回报与可持续发展[1] 行业政策环境与潜在影响因素 - 行业政策方面 国家发改委发布了《关于完善发电侧容量电价机制的通知》(发改价格〔2026〕114号)文件[1] - 该政策为抽水蓄能电站提供了可靠容量电价机制 有助于提升项目回报的确定性[1] - 同时 市场化运营为行业拓展了增收空间[1] - 公司提示 具体政策细则落地进度、省级容量电价核定差异、市场规则变化、辅助服务价格波动等因素 可能对项目收益产生影响[1]

报告行业投资评级 未提及 报告的核心观点 - 受印尼减产消息刺激，进口煤市场外盘报价及给终端投标价格普遍上涨，澳煤价格跟涨且供应偏紧，但印尼实际减产规模尚待最终批复，后期价格走势需关注其实际供应情况；春节前国内动力煤市场将呈供需双弱格局，价格以稳中窄幅调整为主，后续走势需关注港口库存变化及下游实际补库节奏 [2] 根据相关目录分别总结 基本面跟踪 - 山西大同5500动力煤价格568元/吨，环比持平，同比降42元/吨；内蒙古鄂尔多斯5500动力煤价格532元/吨，环比持平，同比降27元/吨；澳大利亚FOB Q5500动力煤价格75.9美元/吨，环比持平，同比降3.1美元/吨；2月港口Q5500长协价格680元/吨，环比降4元/吨，同比降11元/吨；山西Q5500长协价格517元/吨，环比降23元/吨；陕西Q5500长协价格461元/吨，环比降22元/吨；蒙西Q5500长协价格431元/吨，环比降22元/吨 [1] - 陕西榆林5800动力煤价格600元/吨，环比降2元/吨，同比降27元/吨；秦港山西产Q5500动力煤价格609元/吨，环比持平，同比降59元/吨；秦港山西产Q5000动力煤价格527元/吨，环比持平，同比降48元/吨；秦港山西产Q4500动力煤价格750元/吨，环比持平，同比降56元/吨；印尼FOB Q3800动力煤价格51.5美元/吨，环比涨1美元/吨，同比涨2.5美元/吨 [2] 宏观及行业新闻 - 2月4日北港市场情绪略强，上游报价坚挺，下游观望居多，成交冷清；受港口库存下降及印尼供应扰动影响，少数贸易商有节前备货意愿，但春节临近终端备货进入尾声，非电行业陆续放假，电厂日耗或回落，预计短期内价格稳中窄幅调整 [2] - 印尼煤炭RKAB批复有新进展，部分煤矿全年减量达20%-60%，卖方报盘谨慎，若信息确认或对低卡印尼煤有支撑和带涨效应，目前印尼（CV3800）大船FOB报价50 - 51美金 [2] - 2026年1月30日国家发展改革委、国家能源局发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，各地可建电网侧独立新型储能容量电价机制；煤电容量电价调整，各地通过容量电价回收煤电机组固定成本的比例提至不低于50%（每年每千瓦165元）；优化煤电中长期市场交易价格下限，由各地合理确定 [3] - 印尼煤炭矿业协会称政府大幅削减生产配额或致部分煤矿关停，个别矿企减产幅度40% - 70%，印尼计划将煤炭年产量减至约6亿吨，还计划征出口附加费，协会呼吁政府重评估配额削减计划 [3] 趋势强度 - 动力煤趋势强度（基于北港动力煤现货价格）为0 [3]

文章核心观点 - 国家发改委和能源局联合印发《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，并促进新能源消纳和能源绿色低碳转型 [1][2][4] 新能源发电现状与挑战 - 风电和光伏发电存在波动性大、不稳定的短板，对天气、风速和光照依赖性强，例如大风天气下风力发电机组可能因发电量过大无法全额并网而停机 [1] - 为弥补光伏发电的波动性，部分电站已配套建设大型储能设备 [1] - 电网安全稳定运行需要具备调节能力的电源承担“托底”和“调峰”作用，煤电长期以来是重要的调节性电源之一 [1] 完善容量电价机制的政策背景 - 在新型电力系统加快建设背景下，承担系统调节任务的煤电面临新挑战，部分地区煤电利用小时数快速下降，现行容量电价水平对固定成本的保障力度出现不足苗头 [2] - 现行抽水蓄能容量电价机制对成本约束不足，不利于其科学合理布局、降本增效和有序发展 [2] - 各地气电、新型储能容量电价机制原则不统一，不利于营造公平竞争的市场环境 [2] - 相关政策需要适应新型电力系统和电力市场体系建设要求，分类完善各类电源容量电价机制，并适时建立发电侧可靠容量补偿机制 [2] 容量电价机制的具体完善措施 - 各地结合实际提高煤电容量电价标准，并可参照煤电建立气电容量电价机制 [2] - 对近年新开工的抽水蓄能电站，按照弥补平均成本的原则制定当地统一的容量电价 [2] - 建立电网侧独立新型储能容量电价机制，结合放电时长、顶峰时贡献等因素确定容量电价标准 [2] - 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 [4] - 对于新型储能，各地可根据当地煤电容量电价标准，结合放电时长、顶峰时贡献等因素，建立电网侧独立新型储能容量电价机制 [4] 政策目标与预期影响 - 通过为煤电、气电等调节性电源提供“保底工资”的制度性安排，可推动相关电源在顶峰时段发电保供、在非顶峰时段为新能源“让路”，从而保障电力系统安全平稳运行，并促进新能源消纳利用 [3] - 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政策 [4] - 对工商业用户而言，发电侧容量电价机制完善后，调节性电源通过电能量市场回收的成本下降、通过容量电价回收的成本上升，“一升一降”形成对冲，对工商业用户购电成本影响不大 [4] - 各地电力现货市场连续运行后，将有序建立发电侧可靠容量补偿机制，对各类机组按统一原则、依据其可提供的顶峰能力给予补偿，并逐步扩展补偿范围 [4]