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]