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]