政策目标与时间规划 - 国务院办公厅印发《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》，明确了2030年和2035年两个阶段性目标 [1] - 到2030年，基本建成全国统一电力市场体系，市场化交易电量占全社会用电量的70%左右 [1] - 到2035年，全面建成全国统一电力市场体系，市场化交易电量占比稳中有升 [1] 市场建设进展与现状 - 全国统一电力市场体系建设取得重大进展，2025年如期实现初步建成的阶段性目标 [1] - 截至2025年底，中国市场化交易电量达6.6万亿千瓦时，较2015年提升约7倍 [2] - 市场化交易电量占全社会用电量比重由2015年的不足15%上升至2025年底的64% [2] 市场机制改革与创新举措 - 《实施意见》首次提出各层次市场要从“各自报价、各自交易”逐步转向“统一报价、联合交易” [3] - 探索相邻省内市场自愿联合或融合的可行方式 [3] - 对现货、中长期、辅助服务、容量等不同品类市场之间的衔接机制提出了具体要求 [3] 容量市场与价格机制建设 - 《实施意见》提出建立可靠支撑调节电源建设的容量市场，完善煤电、抽水蓄能、新型储能等调节性资源的容量电价机制 [4] - 研究按统一标准对电力系统可靠容量给予补偿 [4] - 国家发展改革委、国家能源局已于2025年1月底联合印发通知，分类完善煤电、天然气发电、抽水蓄能、新型储能容量电价机制，并首次在国家层面明确对独立新型储能容量电价的支持政策 [4] - 新型储能的容量电价与其对系统的实际顶峰保障能力强相关，放电时长越长，折算比例越高，获得的容量电价补偿越多 [4] - 例如，某地区系统最长净负荷高峰持续4小时，2小时放电时长的新型储能折算比例为0.5，容量电价为当地煤电的50%；4小时及以上长时储能折算比例可达1，与煤电享受同等容量电价标准 [4] 新能源与其他电源的市场化推进 - 《实施意见》提出落实新能源可持续发展价格结算机制，鼓励新能源企业与用户开展多年期交易 [5] - 在保障能源安全的基础上，分品种有节奏推进气电、水电、核电等电源进入电力市场 [5] 市场建设的背景与挑战 - 全国统一电力市场体系是全国统一大市场建设的重要标志，也是深化电力体制改革的重要成果 [2] - 近年来，电力生产方式、消费模式、产业结构发生巨大变化，新能源占比不断提升、新模式新场景加速形成 [2] - 经济发展和人民生活对用电成本和可靠性提出更高需求，对电力市场提出了新挑战 [2] 重点任务部署 - 《实施意见》围绕2030年及2035年目标，进一步部署了5方面19项重点任务 [2]

政策核心目标与时间表 - 到2030年基本建成全国统一电力市场体系，到2035年全面建成全国统一电力市场体系 [1] - 到2030年，各类型电源和除保障性用户外的电力用户全部直接参与电力市场，市场化交易电量占全社会用电量的70%左右 [11] - 到2035年，市场化交易电量占比稳中有升，电力资源全面实现全国范围内的优化配置和高效利用 [11] 推动电力资源全国优化配置 - 推动电力交易平台互联互通、交易信息共享互认，实现经营主体“一地注册、全国共享” [3][12] - 条件成熟时，研究组建全国电力交易中心 [3][12] - 打通国家电网、南方电网经营区之间市场化交易渠道，尽快实现跨经营区常态化交易 [13] - 科学安排跨省跨区优先发电规模计划，合理扩大省间自主市场化送电规模 [3][13] 健全电力市场功能体系 - 推动现货市场2027年前基本实现正式运行，以发现实时价格、准确反映供需 [3][14] - 落实中长期合同签约履约激励约束措施，实现电力资源长期稳定配置 [4][15] - 加快建设支撑电力系统灵活调节的辅助服务市场，如调频、备用市场 [2][15] - 扩大绿色电力消费规模，加快建立强制消费与自愿消费相结合的绿证消费制度 [5][16] - 进一步完善煤电、抽水蓄能、新型储能等调节性资源的容量电价机制 [5][17] - 打造规范有序、便捷高效的零售市场，畅通批发—零售价格传导 [2][17] 促进各类经营主体参与市场 - 推动发电侧经营主体参与市场，上网电量全部参与电力市场 [18] - 在保障能源安全基础上，分品种有节奏推进气电、水电、核电等电源进入电力市场 [6][18] - 推动10千伏及以上用户直接参与电力市场，逐步缩小电网代理购电规模 [18] - 推动虚拟电厂、智能微电网、可调节负荷等新型经营主体灵活参与电力市场 [6][19] 构建统一市场制度体系 - 整治地方不当干预电力市场交易行为，着力破除地方保护和市场分割 [7][21] - 进一步规范地方电力价格管理行为，各地不得违法违规出台优惠电价政策 [8][22] - 统一电力市场关键技术框架、核心数据模型、信息披露科目等技术标准 [22] - 建立全国统一的电力市场信用制度，制定统一的信用信息目录和评价标准 [22] 强化政策协同与保障 - 加强电力规划与电力市场的衔接协同，地方电力规划应依据全国电力规划编制 [23] - 建立电力市场应急处置制度，健全风险监测、预警和管控流程 [23] - 建立电力市场评价制度，制定量化指标和评价办法，鼓励第三方机构参与评价 [23]

政策核心 - 国务院办公厅印发《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》，提出建立可靠支撑调节电源建设的容量市场 [1] 市场机制建设 - 进一步完善煤电、抽水蓄能、新型储能等调节性资源的容量电价机制 [1] - 研究按统一标准对电力系统可靠容量给予补偿 [1] - 支持有条件的地区探索通过报价竞争形成容量电价，以市场化手段保障系统可靠容量长期充裕 [1] - 条件成熟时探索容量市场 [1] 行业影响与目标 - 政策旨在切实保障煤电等支撑性调节电源可持续发展，提升其兜底保供能力 [1]

文章核心观点 - 国家发改委和能源局发布新规，分类完善发电侧容量电价机制，这是在容量市场建立前的过渡性安排，旨在加速建立容量市场并重视调节资源 [1][2][6] 容量电价机制分类完善 - **煤电**：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 [3] - **天然气发电**：省级价格主管部门可参照煤电容量电价机制，为其建立容量电价机制 [3] - **抽水蓄能**：以633号文为界，此前开工的按政府定价，此后开工的由省级价格主管部门每3~5年制定统一的省级容量电价，满功率发电时长低于6小时的相应折减 [3] - **电网侧独立新型储能**：首次在国家层面建立规则，容量电价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 [3] 可靠容量补偿机制 - 电力现货市场连续运行后，将适时建立可靠容量补偿机制，对机组可靠容量按统一原则进行补偿，新能源装机占比高、需求大的地区应加快建立 [4] - 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 [5] - 补偿范围初期包括煤电、气电和符合条件的电网侧独立新型储能，后续逐步扩展至抽水蓄能等其他具备可靠容量的机组 [5] - 可靠容量补偿机制建立后，相关机组不再执行原有容量电价 [5] 政策影响与远期展望 - 容量电价整体对煤电是上调，抽水蓄能远期面临分化压力（存量和新增分开，由一站一价过渡到一省一价） [1][6] - 独立储能首次在国家层面建立规则，气电和独立储能参考煤电标准 [1][6] - 远期来看，发电侧其他可靠性容量（如核电、光热等）将逐步纳入，甚至用电侧（如稳定可调负荷、V2G等）也会逐步纳入 [1][6] - 市场化检验有助于因地制宜发展调节资源，减少产业政策的“合成谬误”，并在电量和辅助服务市场上更好体现发电技术的经济性 [6] 投资建议 - **储能**：建议关注海博思创(688411.SH) [8] - **气电**：建议关注上海电气(601727.SH)、中邮电气(600875.SH)、杭汽轮等整机厂，以及应流股份(603308.SH)、万泽股份(000534.SZ)等高温部件厂商 [8] - **抽水蓄能**：中期内政策变动相对较小，业主预期较为稳定，建议关注中邮电气、哈尔滨电气(01133)、浙富控股(002266.SZ)等整机厂 [8]

行业投资评级 - 行业投资评级为“强于大市”，且评级为“维持” [2] - 行业收盘点位为10412.19，52周最高为11060.52，52周最低为6107.84 [2] 核心观点 - 报告核心观点认为，容量市场的加速建立有利于调节资源的加速建设，应重视相关投资机会 [5][8][9] - 报告认为，对一切技术进行市场化检验，可以因地制宜发展调节资源，减少产业政策的“合成谬误”，并在电量和辅助服务市场上更好体现发电技术的经济性 [8] 事件与政策分析 - 事件起因是2026年1月30日，国家发改委和国家能源局发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，旨在分类完善煤电、天然气发电、抽水蓄能、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发电侧可靠容量补偿机制 [5] - 分类完善容量电价是在容量市场建立前的过渡措施 [6] - 煤电：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%，并可结合实际情况进一步提高 [6] - 天然气发电：省级价格主管部门可参照煤电容量电价机制为其建立容量电价 [6] - 抽水蓄能：以633号文为界，之前开工的按政府定价，之后开工的由省级价格主管部门每3~5年制定统一的容量电价，满功率发电时长低于6小时的相应折减 [6] - 电网侧独立新型储能：容量电价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） [6] - 发电侧可靠容量补偿机制是中期过渡措施，将在电力现货市场连续运行后适时建立，对机组可靠容量按统一原则进行补偿，新能源装机占比高、可靠容量需求大的地区应加快建立 [7] - 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 [7] - 补偿范围初期包括煤电、气电和符合条件的电网侧独立新型储能等，后续逐步扩展至抽水蓄能等其他具备可靠容量的机组 [7] - 该机制建立后，相关机组不再执行原有容量电价 [7] 行业影响与投资建议 - 容量电价整体对煤电是上调，抽水蓄能远期有分化压力（存量和新增分开，由一站一价过渡到一省一价），独立储能则是首次国家层面建立规则，气电和独立储能参考煤电 [8] - 远期看，发电侧其他可靠性容量（如核电、光热等）及用电侧（稳定可调负荷、V2G等）也会逐步纳入容量市场体系 [8] - 投资建议关注以下领域 [9] - 储能：建议关注海博思创 [9] - 气电：建议关注上海电气、东方电气、杭汽轮等整机厂及应流股份、万泽股份等高温部件 [9] - 抽水蓄能：中期内政策变动相对较小，业主预期较为稳定，建议关注东方电气、哈尔滨电气、浙富控股等整机厂 [9]

纪要涉及的行业或公司 * 行业：电力行业（特别是储能、煤电、抽水蓄能）、电力市场 * 公司：未提及具体上市公司名称，但分析内容涉及储能产业链、电力投资主体（如国央企）[1][24] 核心观点和论据 1. 全国性容量电价政策解读与影响 * **政策背景与目的**：为解决电力现货市场按边际成本定价导致的“Missing Money”问题（即边际机组无法回收固定成本），保障新型电力系统下有足够的有效容量，国家出台容量电价政策以建立容量补偿体系[2] * **政策核心内容**： * **完善煤电容量电价**：将煤电机组通过容量电价回收固定成本的比例从约30%（约100元/千瓦/年）提升至不低于50%（约165元/千瓦/年以上），部分省份（如甘肃、云南）回收比例达100%（330元/千瓦/年），四川、天津为70%（231元/千瓦/年）[5][6] * **调整抽水蓄能定价机制**：对633号文出台后的新电站，改为每三五年一个周期按平均成本弥补，并实行省级统一容量电价，以规范发展、控制成本[7][8] * **建立电网侧独立新型储能容量电价机制**：首次明确“建立”而非“探索”，是补齐独立储能收益的最后一块拼图，标志着其商业模式走向成熟[9][16][18] * **补偿机制演进三阶段**： 1. **分立电源容量电价**：当前阶段，针对不同电源（煤电、抽蓄、新型储能等）分别核定电价[4][5] 2. **可靠容量补偿机制**：电力现货市场连续运行后，制定统一补偿标准，各电源按可靠容量比例（如光伏/风电约10%，4小时储能约40%）折算获得补偿，实现更公平的统一框架[9][10] 3. **容量市场**：未来市场化定价的展望[4] * **费用分摊与政策性质**：所有容量电费纳入系统运行费用，由全体工商业用户承担（约占全网电量85%），应视为常态化机制而非临时补贴[19] 2. 容量电价对储能（特别是独立储能）的具体影响 * **补偿标准与计算**：实现“火储同价”，补偿标准向煤电看齐，按`满功率连续放电时长 / 全年净负荷高峰持续时长`折算，最高不超过1（例如4小时储能在甘肃（高峰时长6小时）折算比例约2/3）[14][15] * **收益确定性增强**：容量电价基于可靠容量补偿，与现货（按电量）、辅助服务（如调频按里程）收益区分，只要装机并满足调度考核要求，每年可获得较确定补偿[16] * **推动项目开工与投资**：政策是“发令枪”，预计各省将加快出台细则，此前观望的社会资本和国央企（因136号文取消强制配储而态度谨慎）投资意愿将增强，催化2026-2027年国内大储强装周期[21][22][23] * **项目经济性改善**：测算显示，若容量电价补偿周期延长至6年，对甘肃储能项目的EPC价格容忍度可放宽至0.95元/瓦左右，资本金内部收益率仍可超过7%[20] 3. 2026年全球储能市场展望 * **整体趋势**：2026年全球储能需求延续高增长，但区域差异加大，竞争维度多元化，运营能力愈发重要[24][26] * **核心驱动力**：风光发电占比提升决定需求天花板；电力市场化机制（如容量电价）决定收益合理性与市场健康发展[24] * **分区域市场预测**： * **中国**：预计2026年建设规模230-250 GWh（基于2025年约180 GWh，增速约30%），未来5年年均增速20%-25%[28] * **美国**：预计2026年出货量130 GWh，本土产能仅30-50 GWh，存在80-100 GWh缺口需通过贸易填补，因产能不足及政治考量，增速放缓但需求确定[28][29][30][31] * **欧洲**：看好其高增长，预计2026年出货量95-100 GWh，增长动力来自东欧国家需求爆发、电价剧烈波动、辅助服务市场收益高（如德国需约500GW辅助服务功率容量）[31][32][33] * **澳大利亚/日本**：市场稳定，年度需求合计约13 GWh，澳大利亚是出海首战市场[34] * **亚非拉**：非常看好的高增长区域，预计2026年出货量约180 GWh，同比增长80%-100%，驱动力包括高电价、电网落后、分布式经济性好及产业外迁带动的电力需求[35][36] * **全球总量**：预计2026年全球储能出货量约650 GWh或更高[36] 4. 对电力市场及用户侧的深远影响 * **电力市场优化**：政策推动风光和新型储能公平参与市场；调整煤电中长期交易价格下限（不再硬性执行基准价上下浮动20%），并优化中长期交易价格比例，使现货市场价格发现作用更明显[11][12][13] * **用户侧电价影响**：中长期看，用户总用电成本不会大幅上涨，但电费账单结构将改革，能量费用与容量费用的比例会发生较大变化，用户对容量费用的认知将加深[38][39] 其他重要内容 * **供应链竞争变化**：国际竞争从产品性能升级转向海外建厂、投资换市场的本土化制造策略[25][26] * **政策长期性**：容量电价是新型电力市场发展的重要引导机制，旨在更合理地引导未来发电机组和调节机组的建设，解决容量支撑问题[37] * **储能配置趋势**：容量电价政策可能引导储能配置时长根据系统需求优化（如为获得更高系数，从4小时向6小时配置），而非简单行政规定[40]

文章核心观点 - 国家层面首次明确建立“电网侧独立新型储能容量电价机制”，为储能行业提供顶层设计，将储能项目收益模式从依赖峰谷价差套利转变为拥有稳定可靠固定收益的模式 [1] 顶层设计变革背景 - 现行机制核心问题是新能源成为第一大装机电源类型后的“供需错配”与“适配不足”，其随机性与波动性使调节性电源成为不可或缺的“兜底”力量 [2] - 煤电、气电、抽水蓄能与新型储能等“电力系统稳定器”过去未获得与其“系统价值”相匹配的收益保障，在利用小时数下降背景下建设积极性受挫 [2] - 新政策旨在用价格机制引导调节性电源建设，保障电力安全稳定运行，从根本上支持能源绿色低碳转型 [2] 储能收益模式确立 - 将“电网侧独立新型储能”纳入国家级容量电价机制框架，收益模式正式确立为“容量电价+现货套利+辅助服务”的三重支撑 [3] - 容量电价作为稳定的基础收益意义最为重大，补偿标准以当地煤电容量电价为基础 [3] - 煤电固定成本通过容量电价回收的比例被明确提升至“不低于50%” [3] 行业投资逻辑转变 - 政策出台前，储能项目投资回报高度依赖不可持续的峰谷价差套利和地方性补贴，导致项目选址围绕政策高地、实际利用率低、内部收益率虚高 [4] - 容量电价提供了确定性的基础现金流，使项目财务模型清晰可预期，打消了市场对地方政策延续性和碎片化的担忧 [4] - 储能项目正从高风险的“类风险投资资产”转变为拥有稳定现金流的“类基础设施资产”，为银行、保险、养老金等长期资金入场扫清了门槛 [4] 行业准入门槛与激励导向 - 实行“清单制”管理，只有进入省级能源与价格主管部门制定的项目清单才能获得容量电价，避免项目“一哄而上” [5] - 补偿金额与“顶峰能力”直接挂钩，计算公式为：折算比例 = 满功率连续放电时长 / 全年最长净负荷高峰持续时长，最高不超过1 [5] - 放电时长越长的储能项目获得的补偿比例越高，直接鼓励长时储能技术发展 [6] - 举例：一个2小时储能电站在全年最长顶峰时段为6小时的地区，折算比例仅为33%，而一个4小时电站的折算比例可达67%，其获得的容量补偿几乎是前者两倍 [6] - 收益与严格考核绑定，对未能达到考核要求的机组将扣减费用 [7] 长期战略与市场未来 - 政策设计了“三步走”战略，构建从短期兜底到长期市场化的完整机制 [8] - 第一步：当前建立针对煤电、气电、抽水蓄能和新型储能四类电源的分类容量电价机制 [8] - 第二步：在电力现货市场连续运行后，建立统一的“可靠容量补偿机制”，不再区分电源类型，统一以“可靠容量”（即在系统顶峰时段能持续稳定供电的能力）为标准进行补偿 [8] - 第三步：鼓励有条件的地区适时探索建立更市场化的“容量市场” [9] - 未来电力系统定价逻辑正从“谁发得多，谁赚得多”的电量定价，转向“谁顶得住，谁就值钱”的能力定价 [9] - 新能源的大规模发展，正在通过市场化的方式为自己购买一份“系统保险” [9]

全国容量电价政策解读与新型储能行业分析 一、 政策涉及行业与公司 * 涉及行业：中国电力行业，特别是调节电源领域，包括新型储能、抽水蓄能、煤电、风电、水电、核电等[2][5][6][8] * 涉及公司：主要针对中国五大发电集团等中央发电企业（央企）[2][12][13][18][26] 二、 核心政策内容与背景 * 政策文件：国家发改委发布 **114 号文**，旨在整合地方性容量补偿政策，建立**全国统一的容量电价政策**[1][8] * 政策目标：应对风光发电高速发展带来的电网稳定性挑战，保障调节电源（煤电、燃气轮机、抽水蓄能和新型储能）的经济可行性[2] * 政策阶段：当前处于从**计划经济体制**向**统一容量补偿**过渡的阶段，未来将探索建设**容量市场**[2][25] * 政策机制：通过给予固定补偿来保障调节电源收益，**不论调节方式，只看顶峰时刻供给能力**[4] * 政策稳定性：国家层面的容量电价政策是**长期稳定机制**，价格确定后将在相当长时间内保持稳定，提供可预期的发展环境[1][10][28] 三、 对新型储能的影响与地位 * 地位提升：新型储能在政策中得到显著提升，已成为**独立产业**，不再是新能源附庸[5] * 装机增长：2024年新型储能装机量超过抽水蓄能，达到 **7,000多万千瓦**；2025年翻倍至 **1.4亿千瓦**[5] * 经济性优势：经过大规模降本，新型储能在短时（4-6小时）内表现出**极高的经济性**，成为最具竞争力的调节能源之一[5] * 投资导向：新型储能由于成本相对较低，是发电央企**最优先考虑**的投资项目[2][18] * 技术发展导向：统一政策有助于推动新型储能向**4小时持续放电**方向发展，新的计算方法使得增加投资能够获得更高回报[1][9] 四、 对其他调节电源的影响 * **抽水蓄能**：仍是重要的传统调节能源，但面临新型储能的竞争压力[6] 新政允许其按**3-5年内平均价格**获得容量补偿，以鼓励降本并避免剧烈波动[6] 长期来看，若执行统一容量价格，可能因成本较高而逐渐失去竞争力[7] * **煤电**：竞争力下降，利用小时数逐年减少（如东北地区降至 **1,000多小时**，山东省为 **3,800小时**）[8] 国家通过 **1,501 号文**引入**每千瓦 330元/年**的固定补贴以维持其运营[4][8] * **风电、水电、核电**：作为电源构成部分被提及，其资源丰裕程度直接影响地区电价和储能需求空间[16][17] 五、 地方政策差异与衔接 * 原有地方政策差异： * 山东省：容量补偿电价约**每千瓦每年 46元**，实际收益约20元[8][19] * 河北省：固定容量电价为**每千瓦每年 100元**[8][19] * 甘肃省：推出了容量电价[8] * 内蒙古：实行充放电补贴，**每度电分别给予 0.35元和 0.28元**的补偿[8] * 与国家政策衔接： * **114号文**要求各省制定细则，**取消原有地方性政策**[1][8] * 新投产项目将执行新标准，不再享受之前优惠政策[20] * 内蒙古等原高补贴地区，新政可能导致短期收益下降，但通过向用户侧疏导成本可实现长远发展[9] * 省份执行差异： * 各省根据自身调节资源需求调整**高峰持续时长**和**煤电基准值**（**50%~100%** 区间）[9][10] * 北方缺乏调节资源的地区（如甘肃、宁夏、山东）会将高峰时长设定较低，提高煤电基准值[9] * 南方不缺调节资源的地区（如湖北）会设定较长的高峰时长并降低煤电基准值[9] * 清单制管理：**114号文**引入清单制，但各省执行方式可能不同（如甘肃使用**供需系数89.53%** 管理）[21][22] 六、 对投资方（尤其是央企）的影响 * 提供稳定预期：容量电价作为**长期稳定的收入来源**，为央企大规模投资提供了明确的收益预期和稳定性，央企更看重预期稳定性而非高回报率[1][12][14] * 决策心态变化：2025年初央企对新型储能持观望态度，年底形成共识，2026年加快布局以应对市场竞争和抢占资源[1][13] 容量电价出台后，领导层决策时对风险的担忧减少[14] * 投资门槛：央企资本金内部收益率门槛一般是 **8%**，对于新型储能项目，国资委未提出降低要求，因此仍按此标准执行[2][23][29] * 投资方向：发电央企最具潜力的投资方向包括**风能、新型储能、抽水蓄能以及绿电脱硫项目**[2][18] 煤炭发电发展受到严格控制[2][18] * 投资纪律：央企强调项目盈利能力，投决会审核严格，失败将导致主要领导被追责[26][29] 七、 市场与价格趋势分析 * **峰谷价差**：预计将缩小至市场中最便宜的一种电源能够接受的水平，特别是在晚上风力和水力不足的省份[2][15] * **地区电价差异原因**： * **山东省**晚上电价高：负荷**1亿千瓦**，风电**2,800万千瓦**，核电**500万千瓦**，水电**8万千瓦**，外来电**1,000万千瓦**，仍有**6,000多万千瓦**缺口需火电填补，而储能仅**1,000多万千瓦**[16] * **广西省**电价相对较低：晚上负荷**6,000万千瓦**，但风电接近**3,000万千瓦**，水电核电占比高，火电竞价机会少，储能空间小[16][17] * **原材料价格影响**：碳酸锂和电池价格波动影响收益率，但当前主要目标是**抢占市场节点**，只要盈利能力尚可仍会推进投资[24] 八、 其他重要信息 * 政策制定权：电价政策属于**国家事权**，由国家发改委价格司制定，省级政府制定细则[1][11] 国家层面政策通常**长期有效**，省级政策一般有期限（如不超过五年）[11] * 适合投资区域：**秦岭淮河以北、长江以南**区域较适合，越往东部经济更富裕的地区越好[27] * 央企投资指标：具体数字属商业机密，但对二级单位既要求上量也强调盈利能力[26]

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]

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]