行业动态与市场突破 - 南方电网首个境外储能规划取得重要突破 其国际公司与印尼国家电力公司合作完成了印尼电化学储能规划联合研究项目 这是该公司首次与印尼国家电力公司开展实质性合作 [1] 行业增长前景与驱动因素 - 全球储能行业正开启增长新周期 预计2026年全球储能新增装机将达438GWh 同比增长62% [1] - 行业增长动力由过去单一的新能源消纳 转变为“AI算力基建+能源转型刚需+电网阻塞”的三重驱动 [1] - 行业供需关系显著改善 由去库周期转入补库繁荣期 部分产业链环节将迎来量价齐升 [1] 企业注册量分析 - 2025年全年 中国储能相关企业注册量同比增加17.0%至10.7万家 创近十年注册量新高 [1][2] - 近十年注册量基本逐年增加 其中2022年注册量同比激增210.0%至4.43万家 达近十年增速峰值 [2] 企业区域分布 - 2025年注册的储能相关企业中 华东地区占比最高 达32.3% 其次是华南地区 占比20.3% [1][3] - 东北地区注册量占比相对最少 为3.2% [3] 企业存量规模 - 截至2026年1月16日 中国现存34.6万家储能相关企业 [1][4] - 2021年起企业存量增速加快 2022年存量首次突破10万家 达11.56万家 2025年年底存量达34.24万家 [4]

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]

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]

项目概况 - 全国首座全业态综合能源站——沙亭岗综合能源站于1月23日在广州市白云区投运 [1] - 该站由白云投资集团、云韬氢能、白云新能源联合打造 [1] - 能源站全年可服务超10万车次，推动交通领域年减碳逾万吨 [1] 功能与服务 - 能源站集加油、加氢、充电、光伏发电、储能、商业服务等12个功能板块于一体 [1] - 创新构建“能源补给+生活服务+场景体验”三位一体的综合服务体系 [1] - 在加氢区设2台加氢机，日加氢能力达500千克，可满足60台氢燃料电池车辆需求 [1] 环保与安全 - 通过光伏发电自发自用，并结合储能调节峰谷用电，有效减少碳排放 [1] - 应用先进油气回收技术，大幅减少挥发性有机物排放 [1] - 针对氢气高风险特性，站点实施“全过程监管”，从制氢到加注均有实时监测与应急响应机制 [1]

行业政策转折 - 2025年是中国储能行业关键转折年 多项里程碑式政策发布 标志着行业从政策驱动向市场驱动的实质性转型 [1] - 强制配储政策正式终结 国家明确不得将配置储能作为新能源项目核准 并网 上网的前置条件 [1] - 《新型储能规模化建设专项行动方案(2025-2027年)》发布 提出到2027年全国新型储能装机规模达到1.8亿千瓦以上 带动项目直接投资约2500亿元 [3] - 国家层面首次将新型储能纳入容量电价机制适用范围 并明确自2026年3月1日起 参与市场交易主体不再执行政府制定的分时电价 电价时段与价差将通过市场化方式形成 [3] 商业模式变革 - 行业从依赖行政定价的“政策套利者”转向参与市场博弈的“电力服务商” 简单依据固定峰谷价差测算项目现金流的时代结束 [4] - 储能价值不再局限于能量时移 快速 精准的调节能力成为获取更多收益的关键 容量补偿 辅助服务 需求响应 虚拟电厂等多元化盈利模式被推崇 [4] - 行业竞争核心转向“运营内功” 具备强大市场预测与交易能力 灵活获取多元收益的商务能力以及精细化运营技术能力的企业将脱颖而出 [4] - 这场变革淘汰投机者 奖励真正的运营专家 储能作为新型电力系统核心调节工具的价值将在动态市场博弈中得到检验与兑现 [5] 行业活动与展望 - 2026年1月28-29日将在郑州举办“2026年中国储能技术创新应用研讨会暨第四届‘北极星杯’储能影响力企业评选” 会议将深入探讨新形势下的储能发展机遇与市场化政策影响等核心问题 [5] - 会议将组织参观考察全国最具特色的零碳乡村场景及国家电投源网荷储一体化园区项目 直观感受储能在绿色零碳项目中的落地成效 [5]

公司绿色转型成效 - 公司在高山之巅拥有近500座旋转的"大风车"，是其绿色转型成效的见证 [1] - "十四五"期间，公司新能源装机容量从37万千瓦增长至259万千瓦，增幅达到600% [1] - 公司已跻身云南省绿色能源发展排头兵 [1] 公司业务发展路径与结构 - 公司构建起新能源、盐业两大主业与新兴储能业务"共生共荣"的循环网 [1] - 公司实现风电、光伏装机量的持续扩张 [1] - 公司以绿电滋养传统盐业 [1] - 公司借助废弃盐穴的天然优势打造储能基地 [1] - 公司最终构建起"风光储"一体化的绿色发展闭环 [1]

文章核心观点 - 欧洲电力市场因可再生能源产出激增与电网承载能力不足的结构性矛盾，正经历前所未有的负电价冲击，这一现象预计将持续至2026年，并正在重塑市场格局，为储能等领域的套利交易创造新机遇 [1] 可再生能源激增与负电价现象 - 2025年欧洲电力市场因可再生能源产出激增压倒了电网承载能力，遭遇前所未有的负电价冲击 [1] - 德国在2025年记录了573小时的负电价时段，较前一年大幅增长25% [1] - 西班牙的负电价时段在2025年同比翻了一番 [1] - 负电价现象由天气驱动，当强风或充足阳光导致系统电力过剩而需求不足时发生 [1] 基础设施滞后与市场波动 - 电网升级和电池储能设施的建设滞后于可再生能源发电产能的扩张步伐 [2] - 基础设施错配导致电网无法有效应对天气变化，加剧市场波动 [2] - 市场波动表现为供应过剩时的负电价与供应紧张时的价格急剧飙升并存 [2] - 有限的传输能力、不足的存储空间以及缺乏灵活性的需求端共同加剧了“过剩与短缺”现象 [2] 市场格局变化与套利机遇 - 负电价频次增加正在重塑欧洲电力市场格局，市场波动性正成为新常态 [1] - 负电价挤压了可再生能源开发商的收入 [1] - 负电价的常态化为押注储能技术的交易商创造了新的套利机会 [1][3] - 交易商的核心策略是在电价跌至零以下时买入电力，并在电力稀缺时卖出 [3] - 随着电价波幅加宽，通过储能进行“低买高卖”的商业模式正变得愈发有利可图 [3] 未来市场展望 - 市场普遍预期由可再生能源产能扩张快于电网、储能及消费端增长导致的不平衡状态短期内难以消除 [1][4] - 彭博新能源财经指出，这种由天气驱动的市场扭曲预计将在2026年持续 [1] - Rabobank能源策略师Florence Schmit表示，这些价格价差可能会在2026年持续存在 [4] - 推动更多可再生能源发展的努力将面临电力需求缓慢回升的现实 [4] - 为满足额外负荷需求，部分市场可能会增加天然气和煤炭的潜在使用量，增加了市场定价机制的复杂性 [4]

公司动态 - 中广核新能源的全资附属公司中广核深圳与中广核的非全资附属公司中广核风电于2025年12月30日订立储能服务协议 [1] - 根据协议，中广核风电或其附属公司将向中广核深圳或其附属公司提供储能服务 [1] 业务范围 - 储能服务将应用于中广核深圳位于中国山东省及湖南省的若干风电及光伏发电场 [1] - 协议范围还包括双方将予确定的其他省份的发电场 [1]

公司经营与订单情况 - 公司控股子公司智光储能公司目前订单充足 [2]

储能业务订单情况 - 截至2025年10月31日，公司储能业务在手订单金额为31亿美元 [1] - 在手订单中包含长期服务协议 [1] - 订单数据来源于公司在投资者互动平台的披露 [1]