文章核心观点 - 国家能源局正式启动第六批能源领域首台（套）重大技术装备申报工作，旨在通过政策支持，推动国内在关键能源技术装备上实现重大突破和示范应用，重点聚焦新型储能、氢能、先进可再生能源等前沿方向，以保障能源安全并支撑能源转型目标 [3][6][7] 申报项目核心要求 - 项目需属于国内率先实现重大技术突破、拥有自主知识产权且尚未批量取得市场业绩的关键技术装备，包括前三台（套）或前三批（次）的成套设备、整机及核心部件等 [3][7] - 技术装备应已完成研制并具备工程应用条件，依托工程需已落实建设前置条件，具备一年内签订供货合同、两年内正式开工的条件 [3][7] - 申报以单个技术装备为单位，禁止打捆申报，每个项目用户单位原则上不超过3家，研制单位不超过5家 [4][10] 重点支持的技术方向 - 重点聚焦领域包括：新型储能、抽水蓄能、氢能及其综合利用、先进可再生能源、新型电力系统、能源系统数字化智能化、安全高效核能、化石能源绿色高效开发利用、节能和能效提升等 [3][7] - 特别鼓励燃气轮机、关键零部件、基础材料、专用软件等技术装备通过首台（套）应用促进技术攻关，填补领域空白 [7] 申报与推荐程序 - 由各省（自治区、直辖市、计划单列市）及新疆生产建设兵团能源主管部门、中央企业集团组织申报并确定推荐名单，公示不少于5个工作日后统一报送 [8] - 各省级能源主管部门、各中央企业集团推荐项目原则上不超过8个，各计划单列市不超过3个 [8] - 中央企业集团申报需附依托工程所在地省级能源主管部门支持函，且不占属地名额 [8] - 鼓励民营企业牵头或参与申报 [3][9] 推荐名额增加机制 - 根据前五批评定结果，入选项目达6个及以上、8个以下的单位可增加2个推荐名额，入选项目8个及以上的单位可增加4个推荐名额 [8] - 根据出台和应用支持政策的情况酌情增加名额：已出台相关支持政策的增加1个名额；对前五批次已评定项目切实给予政策支持的，增加1-2个名额 [8][9] - 申请增加推荐名额的单位需在2026年3月6日前将申请及佐证材料报送国家能源局科技司 [13] 材料报送时间与方式 - 正式申报材料（含推荐函、纸质版及电子版光盘）需在2026年4月24日前通过中国邮政EMS寄送至国家能源局科技司 [4][18] - 推荐函及申报材料不符合要求或逾期将不予受理 [19]

公司股价与市值表现 - 截至2026年2月6日收盘，公司股价报13.37元，较上周的13.55元下跌1.33% [1] - 本周股价最高触及14.5元（2月4日），最低触及13.12元（2月6日） [1] - 公司当前最新总市值为427.31亿元，在电力板块市值排名第17位（共102家公司），在沪深两市A股市值排名第471位（共5186家公司） [1] 电价政策核心调整 - 国家发展改革委、国家能源局印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，明确了抽水蓄能和电网侧独立新型储能的电价政策 [2] - 抽水蓄能电站将分三类管理：第一类继续实行政府定价；第二类按平均成本核定容量电价并参与市场；第三类执行可靠容量补偿机制并全额享有市场收益 [2] - 电网侧独立新型储能可获得容量电价，标准参照当地煤电容量电价进行折算 [2] 政策对公司业务的具体影响 - 公司部分已投运的抽水蓄能电站属于第一类和第二类管理范畴 [2] - 公司新建抽水蓄能项目的电价政策尚待确定 [2] - 公司的新型储能电站将获取容量电费并参与电力市场交易 [2][3] 政策影响与后续进展 - 新政策旨在推进储能市场化 [2][3] - 政策实施后，公司储能业务的收入不确定性将增加 [2][3] - 政策的具体落实需要省级相关部门进一步明确 [2][3] - 电费结算方面，在电力现货市场连续运行地区按市场规则执行，在非连续运行地区则执行代理购电价格等相关规定 [2]

公司业务定位 - 公司主营业务是抽水蓄能、新型储能和调峰水电等 [1] - 公司与南网能源同属南方电网旗下控股上市公司 [1] 虚拟电厂业务进展 - 公司已建成基于可控大模型的虚拟电厂平台 [1] - 公司虚拟电厂平台完成了与广州、深圳电力交易平台对接 [1] - 公司已获取虚拟电厂准入运营商资质 [1] - 目前公司虚拟电厂业务还在起步阶段，对公司营业收入影响较小 [1]

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]

**行业与公司** * **行业**：中国电力行业，特别是调节性电源（煤电、气电、抽水蓄能和储能）市场与政策环境 [1][2] * **公司**：未提及具体上市公司 **核心政策：全国性容量电价机制** * **政策定位**：补全全国统一电力市场三大板块（电能量、容量、辅助服务）的政策拼图，旨在为调节性电源提供固定投资成本回收途径，确保电网稳定 [1][2] * **核心目的**：解决煤电脱钩、中长期现货价格脱钩、煤炭价格波动等问题，确保煤电竞争力与投资回报 [2] * **覆盖电源类型**：主要涉及煤电、气电、抽水蓄能和储能 [1][2] * **执行方式**：地方政府根据自身情况（如装机结构、电源特性）自主确定参数和进程节奏 [2] * **对调峰市场的影响**：新政执行后，现有的调峰容量市场将同步废止 [1][4] **容量电价机制的关键设计** * **补偿基准与折算**：以煤电为基准，其他调节性电源（如储能）根据顶峰能力按一定比例折算 [2][5] 折算逻辑基于满功率连续放电时长除以全年最常见高峰期时长 [3] * **核心补偿标准**：政策旨在实现 **330元/千瓦年** 的固定投资回收标准 [1][8] 例如，甘肃、云南为330元/千瓦年，四川、天津为231元/千瓦年，部分省份执行165元/千瓦年的标准 [10] * **可靠容量概念**：未来机制将纳入所有电源类型，并根据顶峰时长和能力计算折扣系数，旨在引出“可靠容量”概念，为更具波动性的容量市场做铺垫 [1][7] * **计算公式（以甘肃为例）**：容量电价 = 容量 × 可靠容量补偿标准（如330元/千瓦） × 供需系数 [16] 2025年甘肃的供需系数为0.89 [16] **对不同电源类型的具体影响** * **煤电**： * 配套政策有所调整缓和，例如放宽了中长期合同签约比例限制 [8] * 容量市场有助于确保其固定投资成本回收，即使在利用小时数低的情况下，也能通过高价格发电盈利 [14] * **储能**： * 新政突破了其收益来源问题，整体方向积极 [14] * 但仅靠容量电费收入有限，需结合峰谷价差 [4][17] 以甘肃为例，储能容量电费加峰谷价差（按3毛计算）后，年收益率约为 **5%**，保障性不高 [1][4] * 其容量电价大概率在煤电基准上打折扣，例如煤电165元/千瓦时，储能可能为 **55元/千瓦**（约1/3） [17] * **抽水蓄能**： * 收费政策明确：充电/抽水时缴纳输配电费、上网线损及系统运行费，发电/放电时退还，仅缴纳损耗部分费用 [9] * 当前存量项目继续执行633号文，增量项目受新政策影响，未来将纳入可靠容量补偿机制 [20] * 造价约为每瓦 **6-7元**，总投资高、建设周期长 [20] **各省政策进展与差异** * **进展不一**：部分省份（如甘肃、宁夏）已发布政策或征求意见稿，部分省份尚未发布 [10][12] * **关键影响因素**： * **煤电利用小时数**：利用小时数低的省份（如广西、青海、辽宁低于 **3000小时**；甘肃、四川、云南低于 **4000小时**）更倾向于提高容量电价以回收成本 [2][11] 利用小时数高的省份（高于 **5500-6000小时**）可能不会调整已设定的价格 [11] * **新能源装机与调节需求**：新能源大省且调节需求迫切的（如西北地区），更可能给予储能较高支持 [12][18] 水电等调节能力强的省份（如四川），对储能需求较低，支持力度可能较小 [18] * **峰谷价差**：峰谷价差较大的省份（如山东），可参考甘肃经验制定政策 [6] * **地方特殊案例**：蒙西、新疆曾给出较高的电量补贴（如蒙西2025年 **3毛5**/千瓦时），未来预期将按国家文件逐步过渡到新补偿机制 [13] **市场趋势与未来展望** * **储能装机预测**： * 增长迅速，预计2025年底达到 **1.4亿千瓦**，2026年完成 **1.8亿千瓦** 目标 [2][22] * “十五五”后半段，每年新增装机可能达到 **1亿千瓦**，总规模达 **三四亿千瓦** [2][22] * **峰谷价差趋势**：现货市场峰谷价差逐年增加（如山东从2022年 **3毛钱** 增长到2025年 **4毛钱**），未来随新能源装机快速增长，价差预计将进一步拉大 [19] * **新能源装机展望**：“十五五”末期装机规模预计较2025年底翻倍，风电增速未来将快于光伏 [22] * **市场模式选择**：国内选择“容量市场+电能量市场”模式，而非完全依赖高额定价，因波动风险大 [15] 初步机制建立后将持续推进完善 [15]

政策背景与意义 - 两部门发布《通知》，为煤电、气电、抽水蓄能、新型储能等重要调节电源构建了稳定的收益补偿渠道，保障其生存与发展 [1] - 该政策是继电力辅助服务市场、电力现货市场之后，国家在电力市场建设方面推出的又一关键政策，将为国家能源安全保障、“双碳”目标落地及能源强国建设奠定坚实基础 [1] - 《通知》创新提出可靠容量补偿机制，补齐了全国统一电力市场建设的关键一环 [2] 容量电价机制演进 - 我国发电侧容量电价发展可分为三个阶段：第一阶段是政府定价（如633号文和1501号文），第二阶段是容量补偿阶段（即新政策提出的可靠容量补偿机制），第三阶段是未来的容量市场 [2] - 在第二阶段，煤电、气电、抽水蓄能按照现行容量电价政策进行优化调整，新型储能首次建立全国统一的容量电价补偿标准 [2] - 新型储能统一按照顶高峰能力给予容量补偿 [2] 新型储能政策影响 - 新型储能政策地位显著提升，成为容量机制完善的最大受益主体 [3] - 政策在国家层面首次明确，服务电力系统安全运行、未参与配储的电网侧独立新型储能，可给予容量电价支持 [3] - 新型储能容量电价以当地煤电容量电价为基础，根据其顶峰支撑能力按比例折算，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直接挂钩 [4] - 2021年全国新型储能装机仅400万千瓦，到2025年12月达到1.4亿千瓦 [3] - 目前，10万千瓦/4小时新型储能电站单位千瓦投资约为2800元 [4] - 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取每年每千瓦165元的固定容量电费 [4] 抽水蓄能政策安排 - 政策为抽水蓄能提供明确过渡安排，稳定长期盈利能力预期 [5] - 对633号文出台前已取得关键批复并开工建设的项目，继续执行政府定价机制 [5] - 对633号文出台后新开工项目，由省级价格主管部门按照3~5年平均成本原则制定统一的容量电价 [5] - 政策明确抽水蓄能可自主参与电能量和辅助服务市场，市场收益按比例由电站分享，其余部分冲减系统运行费用、由用户分享 [5] - 新型储能需要的容量电价仅为抽水蓄能的三分之一左右 [6] - 633号文核准的抽水蓄能容量电价需求多在每年每千瓦600元左右 [7] - 预估633号文之后开工的新建抽蓄能够实际获得的容量电价完全可以达到每年每千瓦600元以上 [7] 煤电与气电政策调整 - 对于煤电，在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% [3] - 对于气电，则完全放权给省级能源和价格主管部门来确定容量电价 [3] 配套政策完善 - 政策在国家层面统一规范储能充放电相关费用：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 [7] - 充放电价格按现货市场实时价格执行，现货价差大的北方省份独立储能充放电套利空间更大 [7] - 针对跨省、跨区共用抽水蓄能项目容量电费分摊问题，政策明确区域共用抽蓄的容量费用按照容量分配比例进行分摊 [8] - 政策在制度设计上进一步强化省级政府的统筹责任，省级政府拥有项目核准权和容量电价制定权，但也需承受项目容量电价分摊带来的工商业用户上涨压力 [8]

行业与公司 * 行业：中国电力市场，特别是发电侧容量电价机制、储能、煤电、抽水蓄能、新能源及辅助服务市场 [1] 核心观点与论据 * 政策核心：国家调整电力市场机制，允许各省根据自身情况灵活调整容量电价机制，旨在解决调节性发电竞争力问题 [1] * 储能政策分两阶段：第一阶段，各类电源（如煤电）制定容量电价后，储能按比例折算，比例由满功率连续放电时长除以各省自定的“全年最长净负荷高峰持续时长”决定（如甘肃6小时，湖北10小时）[3]；第二阶段，建立体系化的可靠容量补偿机制，统一纳入各类发电类型，以回收固定成本为基础 [3] * 煤电政策调整：取消了拉平中长期与现货价格差距等绝对化规定，变得更为温和，各省可灵活处理，例如根据容量电价高低决定是否取消或放宽20%的下限 [5] * 抽水蓄能政策调整：以633号文为界，之前开工项目执行原政策，之后开工项目按平均水平核算容量电价，避免高成本项目浪费资源，明确了政策导向以推动新项目 [5] * 新能源短期不纳入容量电价机制：因无法提供稳定输出，不具备提供容量服务的能力 [6] * 考核趋严：例如甘肃文件规定，若发电企业全年多次无法满足需求，将大幅削减甚至取消年度容量费用，旨在提高供电可靠性 [6] * 防止储能产能过剩：政策引入补偿机制，旨在弥补边际机组通过电能量和辅助服务市场无法完全回收的固定成本，但各省需平衡用户电价、煤电收益及其他电源利益 [7] * 储能容量电价上限与走势：未来两到三年预计将继续提升，直到达到330元/千瓦时的上限，具体速度取决于各省利用小时数（如3000小时左右的省份压力更大）[19]；达到上限后，价格可能通过市场化方式（如竞标）决定，而非固定参数 [19] * 峰谷价差趋势：2026年预计将继续拉大，不同省份差异明显，高峰谷价差可达每度电0.4元，低峰谷价差甚至不到0.1元 [20]；拉大的主要原因是新能源装机增速远超储能装机增速 [21] * 备用电力市场现状：提供旋转备用和非旋转备用的电力资源目前未获得明确的经济补偿，依靠提供备用来提升收益率并不乐观 [10] * 储能在灵活调节市场中的作用：因其高效快速响应能力，将更多参与调频、调风和爬坡等市场以提升收益 [10]；例如在新能源爬坡速率快、火电无法及时弥补时发挥作用 [11] * 储能收益新来源：多个省份正在研究建立爬坡品种并给予储能相应费用，将成为其重要收益来源之一 [11]；以山东为例，其爬坡市场规模约为几千万人民币 [11] * 抽蓄与储能收益预期：在新能源大省，若峰谷价差达三四毛钱，抽蓄收益也可达同样水平；在新能源较少省份，价差可能仅为一毛钱左右，但总体比原先仅回收损耗费用高 [12] * 收益分享机制：根据633号文，超额收益应拿出来分享，目前尚无强制规定，但南网等地已开始实践，例如将80%的超额收益用于扣减容量电费，20%由企业享用 [12] * 电站经营期满后核价原则：经营期满后，容量电费将根据实际技术改造支出和运行维护成本重新核价，不再按最早成本计算，未来容量电费可能显著降低，仅覆盖必要运维成本 [2][13] * 煤价下降与中长期合同：煤价快速下降后，国家认为可适当放开中长期合同价格下限，各地可根据实际情况调整，以更好反映市场状况并提供合理回报 [16] * 新旧机制协调与资金来源：新储能价格机制资金来自系统运行费，旧度电补贴主要来自风光电收益，资金来源变化需要地方政府重新协调 [18]；过渡期间可能采用将国家规定容量电价与本省已有政策结合的方式逐步过渡 [17] * 各省参数制定的“随意性”：如“全年最长净负荷高峰持续时长”等参数由各省自行制定，需综合考虑新能源发电曲线及实际用电需求，并通过反复试验确保总费用合理，存在一定随意性，通常先确定总费用再倒算参数 [8] * 各省自负原则与费用摊分：送出省份（如甘肃、新疆）储能需求更大，但费用摊分仅涉及本地负荷，与外售无关，遵循“谁使用谁付费”原则 [22] * 售电省份容量电费：并不低，因通常拥有大量抽水蓄能设施，其容量电费比储能设备高得多，目前主要由用户承担 [23] * 调频市场规模：相对成熟稳定，例如山东省全年调频市场规模约为20亿元，其中大部分由火电获得，2026年1月起储能开始参与但比例不高（约20%）[24]；市场规模与峰谷价差关系不大 [24]；目前国家规定调频上限为15元/兆瓦，若提高至30元，市场规模可能翻倍 [24] * 电网堵塞原因与缓解：主要原因包括规划时未能精确预测全年负荷，以及检修期间输电能力下降（春秋季较严重）[25]；增加电网投资可缓解部分地区阻塞，但由于负荷和新能源持续增长，问题将动态存在，需持续规划应对 [26][27] 其他重要内容 * 政策发布时间预期：该文件（2026年）发布前已有强烈预期（2025年），规定较前几版更为宽泛和柔和 [3] * 各省政策跟进：很多省份（如甘肃、宁夏、湖北）已发布征求意见稿，预计国家文件出台后会较快发布正式文件并开始执行，部分省份可能从2027年1月1日开始执行新政策 [17] * 新能源中长期签约价格：理论上不受煤机中长期交易价格下限的直接影响，各类电源可根据自身情况适当调整价格 [14] * 高峰低谷时段价格限制：目前有两种做法，一是省级规定各时段上下线并调整倍数，二是签约合约的加权均价不能低于负20%或高于正20% [15] * 最高净负荷计算方式：各省自行制定计算公式，并未公布，政策制定者通常根据最终产生的效应来选择参数 [22] * 未来趋势：可能出现火储等新趋势，为保证供电可靠性，新能源捆绑送出时可能需要配备储能，相关费用可能由售电省份承担 [23] * 负荷侧响应影响：对调频市场规模影响不大，因为调频主要针对分钟级、秒级波动 [24]

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]

行业与公司 * 涉及的行业为电力行业，具体政策针对发电侧各类电源，包括煤电、气电、抽水蓄能、新型（独立）储能 [1][2] * 纪要分析方为【XZ公用】，其核心观点认为该政策对电网侧（独立）储能为利好，对其他电源政策为前期延续，影响相对中性 [2] 核心观点与论据 **独立储能** * 首次提出全国统一的容量电价政策，商业模式得以理顺 [2] * 补偿标准参考当地煤电容量电价，并根据顶峰能力进行折算，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] * 长时、充放电效率高的项目将获得更高收益 [3] * 此前没有容量电价或补偿标准较低、同时现货峰谷价差大的省份，其独立储能项目经济性有望提升 [3] * 以甘肃为例，净负荷高峰持续时长为6小时，一个100MW/400MWh的独立储能项目年度容量电费约为2千万元，项目全投资内部收益率（IRR）约6% [3] * 费用分摊方式为纳入当地系统运行费用由工商业用户承担，与此前部分省份在发电侧内部分摊的方式相比，可持续性更强 [3] **煤电** * 本次政策是2023年11月国家发改委相关文件的延续，当时明确煤电容量电价标准（固定成本）为330元/千瓦·年 [4] * 2024-2025年多数省份补偿30%固定成本，2026年起提升至固定成本的50%以上 [4] * 政策提出可结合当地煤电利用小时等情况进一步提高补偿比例，目前甘肃、云南等地已提升至100% [4] * 文件提出，煤电容量电价机制完善后，各地可适当调整省内煤电长协交易价格下限、适当放宽煤电长协电量签约比例要求 [4] * 伴随容量电价补偿比例提升，长协电价下限放开为大势所趋 [4] * 长协签约比例下降旨在与现货市场衔接，火电的灵活性价值有望进一步凸显 [4] **气电** * 政策提出由省级价格主管部门制定补偿政策，按照回收气电一定比例固定成本的方式确定 [5] * 此前多数省份已出台省级容量电价政策，本次文件更多为顶层设计确认 [6] **抽水蓄能** * 政策对新老项目进行划断管理 [7] * 对于2021年4月633号文出台前开工的存量项目，容量电价按原文件办法核定（项目资本金IRR 6.5%）[7] * 对于之后开工的增量项目，由省级价格主管部门每3-5年按弥补平均成本的原则制定统一的容量电价，旨在约束企业成本，促进合理布局 [7] * 抽蓄电站自主参与市场获得的收益，按省级部门确定的比例由电站分享，其余返还 [7] 其他重要内容 * 政策背景是为了适应新能源发展，保障调节电源回收成本，进而在电力供应紧张时段稳定供电 [1] * 未来发展趋势是建立发电侧可靠容量补偿机制，根据顶峰能力对各电源机组可靠容量按统一原则进行补偿，促进公平参与市场，新能源装机占比高的地区预计率先推进 [7]

政策发布与核心目标 - 国家发展改革委与国家能源局于1月30日发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，系统完善煤电、气电、抽水蓄能及新型储能等调节性电源的容量电价政策 [1] - 通知提出，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，建立电网侧独立新型储能容量电价机制 [1] 行业影响与专家观点 - 储能被电力专家视为当前电力系统的“堵点”，独立储能建设能够有效解决这一瓶颈，通知将进一步推动储能领域发展 [1] - 国内新型储能灵活调节能力日益凸显，在促进新能源开发消纳、提高电力系统安全稳定运行和电力保供水平等方面作用逐步增强 [1] - 技术和规模领先的储能系统头部企业值得关注 [1] 相关公司动态 - 阳光电源：2025年前三季度储能发货量同比增长70%，海外发货占比从63%攀升至83% [1] - 南网储能：公司是南方电网旗下抽水蓄能与电网侧独立储能运营平台，抽蓄业务稳健发展，有望受益于新型储能行业的高景气度 [1]