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]

文章核心观点 - 国家发改委与能源局发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，对抽水蓄能及电网侧独立新型储能的电价机制进行了重要完善与分类规定，标志着行业运营进一步市场化 [1] - 新政策将已投运及在建的抽水蓄能电站划分为三类，分别执行不同的容量电价形成机制与市场收益分享规则 [1][2] - 首次从国家层面为电网侧独立新型储能建立了容量电价机制，其电价水平以当地煤电容量电价为基准，根据顶峰能力按比例折算 [1] - 政策明确了电费结算方式，在现货市场连续运行地区，抽水蓄能和新型储能的充放电价将按市场规则或现货实时价格执行 [1][4] - 公司作为行业重要参与者，其旗下多个电站将直接适用新规，未来收入结构将发生变化，并需根据新政策优化发展策略 [2][4][6] 抽水蓄能容量电价新机制 - **第一类电站（633号文件前开工）**：容量电价继续实行政府定价，由省级价格主管部门按原办法核定或校核，经营期满后按弥补必要技改和运维成本原则重新核价 [1] - **第二类电站（633号文件后开工）**：省级价格主管部门每3-5年按经营期内弥补平均成本的原则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，电站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并由用户分享 [1] - **第三类电站（本《通知》出台后开工）**：在市场体系较健全的基础上，可统一执行可靠容量补偿机制并参与市场，市场收益全部由电站获得 [1] - 公司所属的广蓄二期、惠蓄、清蓄、深蓄、海蓄、梅蓄一期、阳蓄一期共7座已投运电站属于第一类电站 [2] - 公司所属的梅蓄二期、肇庆浪江、惠州中洞、茂名电白、南宁、灌阳、钦州、贵港、玉林共9座电站（其中2座已投产，其余在建）属于第二类电站 [2] - 对于《通知》出台后开工的电站，是执行第二类还是第三类电价政策，有待相关部门在项目实施过程中明确 [2] 电网侧独立新型储能容量电价机制 - 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 [1] - 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 [1] - 电价还需考虑电力市场建设进展、电力系统需求等因素确定 [1] - 此类电站实行清单制管理，管理要求由国家能源局另行明确，具体清单由省级能源主管部门会同价格主管部门制定 [1] - 《通知》出台前公司已建成投产的新型储能站，是维持原商业模式还是执行新政策有待明确 [4] - 《通知》出台后公司建设的电网侧独立新型储能，预计将执行项目所在省区容量电价政策，获取容量电费收入，同时参与电力市场交易获取收入 [4] 电费结算政策 - **现货市场连续运行地区**：抽水蓄能抽发、电网侧独立新型储能充放电价按市场规则或现货实时价格执行 [1][4] - **现货市场未连续运行地区**：抽水（充电）价格执行电网代理工商业用户购电价格，发电（放电）价格形成方式由省级价格主管部门统筹确定 [1] - 抽水蓄能、电网侧独立新型储能在抽水（充电）时视作用户，需缴纳上网环节线损费用和系统运行费用，暂按单一电量制用户执行输配电价 [1][4] - 发电（放电）电量可相应退减输配电费 [1][4] - 按比例由抽水蓄能电站分享的市场收益，统一按月结算、按年清算 [1] - 公司电站在广东（现货市场连续运行）的充放电价预计将按市场规则或现货实时价格执行 [4] - 公司在广西、云南、海南、宁夏（现货市场处于连续试运行阶段）的电站，电价如何执行有待明确，预计后续转入正式连续运行后将执行市场规则或现货实时价格 [4] 对公司业务的影响与布局 - 公司目前在运和在建的抽水蓄能、电网侧独立新型储能电站分布在广东、广西、云南、海南、宁夏五省区 [4] - 新政策实施后，抽水蓄能电站运营进一步市场化，电站收入、利润的不确定性将增加 [5] - 电网侧独立新型储能容量电价政策的出台，预计将有利于推动该业务板块的发展 [5] - 公司将把握“双碳”战略机遇，根据新的电价政策，结合新能源发展进程，进一步优化完善抽水蓄能和新型储能发展策略 [6] - 公司将充分发挥在抽水蓄能和新型储能领域规划、投资、建设和运营方面的优势，持续提升市场化条件下的价值创造能力 [6]

国家电价政策调整核心内容 - 国家发改委和能源局发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，进一步明确了抽水蓄能及电网侧独立新型储能的电价政策 [1] 抽水蓄能容量电价机制 - **第一类电站**：在633号文件出台前开工的电站，容量电价继续实行政府定价，由省级价格主管部门按633号文件办法核定或校核，经营期满后按弥补必要技改和运维成本原则重新核价 [1] - **第二类电站**：在633号文件出台后开工的电站，由省级价格主管部门每3-5年按经营期内弥补平均成本的原则制定省级统一的容量电价，满功率发电时长低于6小时的相应折减，同时电站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，分享比例由省级价格主管部门确定 [1] - **第三类电站**：在市场体系较为健全的基础上，对《通知》出台后开工的电站，可统一执行可靠容量补偿机制并参与电能量和辅助服务等市场，市场收益全部由电站获得 [1] 电网侧独立新型储能容量电价机制 - 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 [1] - 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 [1] - 电网侧独立新型储能电站实行清单制管理，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 [1] 电费结算政策 - 在现货市场连续运行地区，抽水蓄能抽发、电网侧独立新型储能充放电价按市场规则或现货实时价格执行 [2] - 在现货市场未连续运行地区，抽水（充电）价格执行电网代理工商业用户购电价格，发电（放电）价格形成方式由省级价格主管部门统筹确定 [2] - 抽水蓄能、电网侧独立新型储能在抽水（充电）时视作用户，缴纳上网环节线损费用和系统运行费用，暂按单一电量制用户执行输配电价；发电（放电）电量相应退减输配电费 [2] - 按比例由抽水蓄能电站分享的市场收益，统一按月结算、按年清算 [2] 政策对公司现有及在建抽水蓄能电站的分类影响 - 公司所属的广蓄二期、惠蓄、清蓄、深蓄、海蓄、梅蓄一期、阳蓄一期7座已投运抽蓄电站属于**第一类电站** [4] - 公司所属梅蓄二期、肇庆浪江、惠州中洞、茂名电白、南宁、灌阳、钦州、贵港、玉林9座抽蓄电站（其中梅蓄二期、南宁项目已投产，其它在建）属于**第二类电站** [4] - 公司在《通知》出台后开工建设的电站，是执行第二类还是第三类电站的电价政策，有待后续在项目实施过程中由相关部门明确 [4] 政策对公司新型储能业务的影响 - 《通知》出台前公司已建成投产的新型储能站，是维持原商业模式还是执行新电价政策，有待相关部门明确 [4] - 《通知》出台后公司建设的电网侧独立新型储能，预计将执行项目所在省区容量电价政策，获取容量电费收入，同时参与电力市场交易获取收入 [4] 公司业务分布与电价执行预期 - 公司目前在运和在建抽水蓄能、电网侧独立新型储能电站分布在广东、广西、云南、海南、宁夏五省区 [5] - 广东电力现货市场连续运行，预计广东抽水蓄能抽发、电网侧独立新型储能充放电价将按市场规则或现货实时价格执行 [5] - 广西、云南、海南、宁夏现货市场处于连续试运行阶段，《通知》实施后电价如何执行有待相关部门明确，预计后续转入正式连续运行后将执行市场规则或现货实时价格 [5] 公司后续策略 - 公司将把握“双碳”战略机遇，根据新的电价政策，结合新能源发展进程，进一步优化完善抽水蓄能和新型储能发展策略 [7] - 公司将充分发挥在抽水蓄能和新型储能领域规划、投资、建设和运营方面的优势，持续提升市场化条件下的价值创造能力 [7]

文章核心观点 - 国家发改委、国家能源局联合发布的《关于完善发电侧容量电价机制的通知》标志着中国储能行业价格机制日趋完善，将加快推进储能行业高质量发展，有力促进新型电力系统构建 [2] 一、按照“存量保稳、增量促活”原则，完善抽水蓄能价格形成机制 - 现行抽水蓄能两部制电价机制存在难以引导电站管控投资节约全社会用电成本、机制执行灵活性不强、市场价格信号作用不足等问题，推进其市场化改革符合当前电力体制改革深化的要求 [3] - **存量保稳**：针对《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（633号文件）出台前开工的电站，授权省级价格主管部门继续按原文件办法核定或校核容量电价，并明确经营期满后的核价原则，旨在避免政策调整引发存量项目经营大幅波动，保障其作为电力系统“稳定器”与“调节器”的功能 [4] - **增量促活**：针对633号文件发布后开工的电站，设计了“统一容量电价+市场收益分享”的价格机制 [5] - **统一容量电价**：由省级价格主管部门每3-5年按经营期内弥补平均成本的原则制定省级电网同期新开工电站统一的容量电价，单位造价较低的项目预期可获得更多收益，有利于引导行业优选站址、加强投资管控、优化资源配置 [6] - **市场收益分享**：优化市场收益分享机制，增大市场收益在电站收入结构中的占比，由省级价格主管部门确定分享比例，引导电站收益结构从高比例容量电费转向多元化收益，激励其通过参与电力市场实现价值回收 [6] - 该政策有助于推动抽水蓄能行业实现从政策驱动向市场驱动的平稳转型，实现存量项目稳效能、增量项目提效率的双重目标 [6] 二、国家层面首次明确电网侧独立新型储能容量电价机制，“容量电价+能量收益+辅助服务”三位一体促新型储能发展 - 《通知》首次在国家层面明确电网侧独立新型储能容量电价机制，并创新实施“火储同补”模式，赋予其与煤电同等的容量主体地位，对稳定高比例新能源渗透下的电力系统、保障投资回报和推动储能发展具有重要意义 [7] - 容量电价机制：对服务于电力系统安全运行、未参与配储、纳入清单管理的电网侧独立储能电站，各地可给予容量电价，其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），并考虑电力市场建设进展、电力系统需求等因素确定 [7] - 新政策构建了“容量电价+能量收益+辅助服务”的复合收入结构，既能获得稳定容量收入，又能获得电能量市场价差收益和辅助服务收益，将推动新型储能产业快速发展 [8] - 统一容量电价标准意味着不同储能技术路线将在统一规则下同台竞争，技术路线选择将从单纯的造价成本竞争转向多元的功能价值综合竞争 [8] - 飞轮、锂电池等中短时储能因持续时长有限，在容量电价补偿上不占优势，可能更适合高频次调峰调频服务 [8] - 液流电池、压缩空气等长时储能在容量价值方面更具优势，更适合日间削峰填谷 [8] 三、承受力评估和严格考核相结合，为储能电价机制改革行稳致远提供双重保障 - 政策从统筹平衡用户电价承受能力与加强容量电费考核监管两大维度，为改革筑牢实施根基 [9] - **用户电价承受能力评估**：建立评估制度，将评估结果作为新型储能规划、抽水蓄能核准的重要依据，促进各省区科学合理规划发展相关项目 [9][10] - **容量电费考核监管**：加强容量电费考核，引导机组提升生产运行水平，增强顶峰出力能力，确保电费收益精准流向真正发挥调节功能、实现价值输出的优质项目 [10] 结语 - 此次政策系统性完善，构建起“实施分类定价、强化市场导向、平衡承受能力、严格考核监管”的政策框架 [11] - 政策既立足抽蓄行业发展阶段性特征，兼顾存量稳定与增量市场化转型，又填补了电网侧独立新型储能容量电价机制的空白 [11] - 通过价格信号引导社会资本向高效储能领域集聚，提升电力系统调节能力与安全保供水平，并以用户电价承受能力评估结果为底线，平衡产业发展与用能成本的关系 [11] - 长远来看，政策将加速推动储能行业与电力市场深度融合，为能源结构绿色低碳转型和实现“双碳”目标提供坚实的价格政策支撑 [11]

政策核心内容与目标 - 国家发展改革委与国家能源局于2026年1月联合发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，旨在通过分类完善容量电价机制、优化市场交易，以保障电力系统安全稳定运行，并助力能源绿色低碳转型 [4][15] - 政策核心是适应新型电力系统建设需要，通过给予调节性电源（如煤电、气电、抽水蓄能、新型储能）“保底工资”（容量电价），引导其合理建设，在新能源出力不足时顶峰保供，在新能源充足时为新能源让路，从而促进新能源消纳 [5][13] - 随着新能源成为第一大装机电源，其随机性与波动性对系统调节能力提出更高要求，现行机制存在保障力度不足、成本约束不够、各地原则不统一等问题，因此需进行系统性完善 [5][6] 分类容量电价机制完善要点 - **煤电与天然气发电**：明确将煤电机组通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于**50%**，即每年每千瓦**165元** 各地可结合实际情况进一步提高 气电容量电价机制可参照煤电方法建立 [7][17][18] - **抽水蓄能**：实行新旧项目区别对待 对于2021年633号文件出台**后**开工的电站，实行“一省一价”，由省级价格主管部门按经营期内弥补平均成本的原则制定统一容量电价，同时电站需**自主参与电力市场**，市场收益由电站与用户分享 633号文件出台**前**开工的电站维持现行政府定价机制 [7][18] - **电网侧独立新型储能**：首次在国家层面明确可建立容量电价机制 容量电价水平以当地煤电容量电价标准为基础，根据满功率连续放电时长与全年最长净负荷高峰持续时长的比例进行折算（最高不超过1），并结合电力市场建设等因素确定 实行清单制管理 [4][8][19] 电力市场交易与价格机制优化 - **推动调节性电源公平入市**：要求加快实现抽水蓄能、新型储能公平参与电力市场，特别是633号文件后开工的抽水蓄能电站应自主参与市场，以充分发挥调节作用 [10] - **优化煤电中长期交易价格下限**：容量电价提高后，煤电通过电能量市场回收的成本下降，因此各地可适当调整省内煤电中长期交易价格下限，不再统一执行基准价下浮**20%** 的下限，而根据市场供需、机组变动成本等情况合理确定 [10][22] - **鼓励灵活价格机制**：鼓励供需双方在中长期合同中签订随市场供需、发电成本变化的灵活价格条款，各地不得强制签订固定价，并可要求年度合同中约定一定比例电量实行与现货价格等挂钩的灵活价格 [11][22] 可靠容量补偿机制的建立 - **定义与目标**：可靠容量指机组在系统顶峰时段能持续稳定供电的容量，是衡量顶峰能力的统一“标尺” 政策提出在电力现货市场连续运行后，适时建立可靠容量补偿机制，根据可靠容量对各类机组进行统一补偿，不再区分机组类型，以促进公平竞争 [9][16][20] - **补偿范围与衔接**：补偿范围可包括自主参与市场的煤电、气电和符合条件的电网侧独立新型储能等，并逐步扩展至抽水蓄能等其他机组 可靠容量补偿机制建立后，相关机组将**不再执行原有容量电价** [20][21] 对终端用户与行业的影响 - **对终端用户电价影响有限**：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 对工商业用户，调节性电源成本回收结构“一升一降”形成对冲，购电成本影响不大 同时，政策有利于保障用电需求 [12] - **促进行业健康发展**：政策有利于增强电力保供能力，调动调节性电源建设积极性 有利于促进调节性电源作用发挥，更好支撑新能源消纳 有利于引导企业科学合理布局、加强经营管理与降本增效，推动技术创新 [13]

政策核心内容 - 国家发展改革委与国家能源局联合发布通知，旨在完善发电侧容量电价机制，并建立电网侧独立新型储能容量电价机制 [1] - 新机制明确，对服务于电力系统安全运行且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 [1] - 容量电价水平以当地煤电容量电价标准为基础，根据储能电站的顶峰能力按特定比例折算确定 [1] 容量电价计算与确定 - 容量电价的折算比例计算公式为：满功率连续放电时长除以全年最长净负荷高峰持续时长，且该比例最高不超过1 [1] - 最终容量电价水平还需综合考虑电力市场建设进展及电力系统需求等因素 [1] 项目管理与实施 - 电网侧独立新型储能电站将实行清单制管理，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 [1] - 清单管理的具体要求，将由国家能源局根据电力供需形势分析及保供举措另行明确 [1]