项目批复与规划 - 库布齐送电上海、库布齐送电江苏沙戈荒基地电源方案已获国家能源局批复[1] - 预计2026年底前，配套支撑性煤电将正式开工建设[1] - 基地主要布局在鄂尔多斯市库布齐沙漠地区[1] 库布齐送电上海基地规划详情 - 规划建设光伏800万千瓦[1] - 规划建设风电450万千瓦[1] - 配套支撑性煤电264万千瓦[1] - 配套新型储能900万千瓦时[1] - 总投资约632亿元[1] 库布齐送电江苏基地规划详情 - 规划建设光伏800万千瓦[1] - 规划建设风电400万千瓦[1] - 配套支撑性煤电264万千瓦[1] - 配套新型储能816万千瓦时[1] - 总投资约642亿元[1]

全球电力需求增长趋势 - 2026-2030年全球电力需求年均增速将超过3.5% [1] - 未来5年全球电力消费增量相当于两个欧盟的用电总量 [1][3] - 以2025年欧盟发电量约2.8万亿千瓦时为基准，全球电力增长量在5.5万亿至6万亿千瓦时之间 [3][4] 增长的区域结构 - 新兴经济体将贡献全球近80%的新增电力需求 [5] - 中国是增长核心，未来5年新增电力年均增长率达4.9%，贡献全球近50%的电力增量 [1][5] - 中国未来5年电力增长量预计在2.75万亿至3万亿千瓦时之间 [6] - 印度和东南亚国家因经济增长和空调需求，成为新兴经济体中的新增长亮点 [8] - 发达经济体需求增长比重从17%升至20%，未来5年将保持这一水平，主要受人工智能、数据中心和电动汽车推动 [8] 电力结构变化 - 到2030年，可再生能源与核能在全球电力结构中的占比将从当前的42%提升至50% [10] - 2025年可再生能源发电量已与燃煤发电几乎持平 [13] - 未来5年可再生能源发电量将以每年1000太瓦时的速度增长，年均增速8% [13] - 太阳能光伏发电年增量将超过600太瓦时 [13] - 光伏与风电的全球发电占比将从17%升至27% [13] - 2025年全球核能发电量创历史新高，未来5年稳步增长，主要受中国、印度新核电容量及法国发电量提升推动 [12] 传统能源角色演变 - 燃煤发电在2030年前仍是全球第一大电源，但增长乏力，2025年全球燃煤发电量基本持平 [12] - 中国和印度因可再生能源扩张，煤炭使用量持续下降 [12] - 天然气发电未来5年年均增速2.6%，是过去5年的近两倍，主要受美国电力需求和中东燃料转换支撑 [15] 行业影响与趋势 - 电力消费增速将达到总能源需求增速的2.5倍 [6] - 2025年全球电力行业碳排放量保持平稳，2026-2030年将进入平台期 [15] - 电力碳强度比10年前下降14%，未来降速还会加快，实现碳排放与经济增长脱钩 [15] - 全球区域间电价差距拉大，2025年欧盟、美国因天然气涨价电价同比上涨，而澳大利亚、印度等国电价下降 [16] - 未来各国能源政策将向稳定电价和保障电力供应倾斜 [16] - 电力增长是能源电气化、低碳化转型的必然结果，由工业电气化、电动汽车、人工智能和数据中心发展驱动 [16]

特朗普政府政策动向 - 特朗普签署行政命令，指示国防部长与燃煤电厂直接签订供电协议，由五角大楼出资购买电力，专门为军事基地提供能源保障 [1] - 美国能源部拨出1.75亿美元专项资金，用于肯塔基、俄亥俄、西弗吉尼亚等六个州的燃煤电厂的升级改造和延长运营寿命 [1] - 白宫新闻秘书表示，特朗普总统正在大力推广优质煤炭，认为这是美国最可靠、最经济的能源 [2] 资本市场反应 - 消息引发全球资本市场反应，美国股市煤炭板块率先异动，中国A股煤炭板块连续三个交易日逆势上扬 [1] - A股市场2月11日收盘，煤炭板块指数上涨近1.6%，江钨装备涨停，山西焦化上涨近8%，兖矿能源、潞安环能等机构重仓股表现活跃 [4] - 煤炭板块已连续三个交易日收红，在近期震荡市场中表现突出，有私募人士戏称“特朗普概念股”从芯片转向煤炭 [4] 全球煤炭供给侧变化 - 全球最大动力煤出口国印尼计划在2026年将煤炭产量从7.9亿吨大幅削减至6亿吨，减幅高达近24%，将导致国际海运动力煤供应量锐减四分之一 [6] - 中国国内自去年下半年以来持续加强对煤矿超产的监管，供给端明显收缩，春节后工厂复工及传统旺季到来使发电厂补库存需求迫切 [6] - 人工智能快速发展带来意外影响，ChatGPT、Sora等技术迭代使美国本土数据中心电力需求爆炸式增长，煤电被视为能满足此需求的基础能源 [6] 机构观点与行业分析 - 浙商证券认为，若印尼减产计划严格执行，全球煤炭供需格局将被重塑，煤炭价格中枢将显著上移 [7] - 国泰海通认为，煤炭板块的周期底部已在2025年第二季度确认，2026年起将步入新一轮上行大周期 [7] - 开源证券指出，当前动力煤和炼焦煤价格处于历史低位，煤炭股具备高股息防御属性和涨价周期弹性，而市场对煤炭板块的持仓比例仍处历史低位 [7] 政治背景与战略意图 - 特朗普选择此时发布行政命令时机微妙，今年11月美国将迎来中期选举，宾夕法尼亚、西弗吉尼亚等产煤州的蓝领工人是其重要支持群体 [10] - 此举被视为特朗普对2016年“让矿工重返工作岗位”承诺的兑现，是一项跨越十年的政治承诺的实现 [10] - 选择肯塔基、俄亥俄、西弗吉尼亚等六个州进行电厂投资并非偶然，这些州是美国大选的关键摇摆州，此举被视作一次精准的政治投资 [1]

项目规划与规模 - 库布其送电上海基地规划建设光伏800万千瓦、风电450万千瓦，配套支撑性煤电264万千瓦、新型储能900万千瓦时，总投资约632亿元 [1] - 库布其送电江苏基地规划建设光伏800万千瓦、风电400万千瓦，配套支撑性煤电264万千瓦、新型储能816万千瓦时，总投资约642亿元 [1] - 两个基地合计总投资约1274亿元，规划新能源装机（光伏+风电）达2450万千瓦，配套煤电528万千瓦，新型储能1716万千瓦时 [1] 项目进展与时间线 - 项目推进工作取得阶段性进展，预计2026年底前，配套支撑性煤电将正式开工建设 [1] - 基地主要布局在内蒙古鄂尔多斯市库布其沙漠地区 [1] 项目效益与影响 - 项目建成后，每年可为华东地区输送电量约720亿千瓦时，其中新能源电量占比超60% [1] - 项目每年可减少标煤消耗约1370万吨，减排二氧化碳约3400万吨 [1] - 项目将有力促进华东地区能源结构绿色转型和节能减排，提高电力资源跨区域优化配置能力，服务保障华东地区电力供应和电网安全 [1]

公司电源项目建设规划 - 截至2025年末，公司在建煤电装机容量为500万千瓦 [1] - 在建煤电项目中，预计约300万千瓦将在2026年内投产，其余部分预计在2027年投产 [1] - 公司在建气电（包括大南海、云河等项目）装机容量约为294.2万千瓦 [1] - 在建气电项目中，预计约97万千瓦将在2026年内投产，其余部分预计在2027年投产 [1] - 公司提示上述项目的实际投产时间可能根据建设情况进行调整 [1]

项目批复与进展 - 库布齐送电上海、库布齐送电江苏沙戈荒基地电源方案于2月3日获得国家能源局批复，标志着基地推进工作取得阶段性进展 [1][2] - 预计2026年底前，配套支撑性煤电将正式开工建设 [1][2] 项目规划与投资 - 库布齐送电上海基地规划建设光伏800万千瓦、风电450万千瓦，配套支撑性煤电264万千瓦、新型储能900万千瓦时，总投资约632亿元 [1][2] - 库布齐送电江苏基地规划建设光伏800万千瓦、风电400万千瓦，配套支撑性煤电264万千瓦、新型储能816万千瓦时，总投资约642亿元 [1][2] - 两个基地合计总投资约1274亿元，合计规划光伏1600万千瓦、风电850万千瓦、配套煤电528万千瓦、新型储能1716万千瓦时 [1][2] 项目效益与影响 - 项目建成后，每年可为华东地区输送电量约720亿千瓦时，其中新能源电量占比超60% [1][2] - 项目每年可减少标煤消耗约1370万吨，减排二氧化碳约3400万吨 [1][2] - 项目将有力促进华东地区能源结构绿色转型和节能减排，有效提高优质电力资源跨区域优化配置能力，更好服务保障华东地区电力供应和电网安全 [1][2]

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]

行业核心预测 - 中国太阳能发电装机规模预计将在2026年首次超过煤电装机规模，这将成为电力系统清洁化转型的重要里程碑 [1] - 2026年年底，中国的风电和太阳能发电合计装机规模预计达到总发电装机的一半 [1] - 到2026年，煤电占总装机的比重预计将下降至31%左右 [1] 装机规模现状与增量预测 - 中国目前整体发电装机规模为美国的两倍有余 [1] - 预计2026年全年新增发电装机有望超过4亿千瓦 [1] - 2026年新增新能源发电装机有望超过3亿千瓦，占新增总装机的75%以上 [1] - 2026年新增有效发电能力与最大负荷增量基本持平 [1] 行业发展趋势 - 中国目前运行着全球成本最低的电力体系之一 [1] - 尽管煤电项目建设仍处于高峰阶段，但其在总装机中的比重将持续下降 [1]

**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]