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]