纪要涉及的行业或公司 * 行业：电力行业（特别是储能、煤电、抽水蓄能）、电力市场 * 公司：未提及具体上市公司名称，但分析内容涉及储能产业链、电力投资主体（如国央企）[1][24] 核心观点和论据 1. 全国性容量电价政策解读与影响 * 政策背景与目的：为解决电力现货市场按边际成本定价导致的“Missing Money”问题（即边际机组无法回收固定成本），保障新型电力系统下有足够的有效容量，国家出台容量电价政策以建立容量补偿体系[2] * 政策核心内容： * 完善煤电容量电价：将煤电机组通过容量电价回收固定成本的比例从约30%（约100元/千瓦/年）提升至不低于50%（约165元/千瓦/年以上），部分省份（如甘肃、云南）回收比例达100%（330元/千瓦/年），四川、天津为70%（231元/千瓦/年）[5][6] * 调整抽水蓄能定价机制：对633号文出台后的新电站，改为每三五年一个周期按平均成本弥补，并实行省级统一容量电价，以规范发展、控制成本[7][8] * 建立电网侧独立新型储能容量电价机制：首次明确“建立”而非“探索”，是补齐独立储能收益的最后一块拼图，标志着其商业模式走向成熟[9][16][18] * 补偿机制演进三阶段： 1. 分立电源容量电价：当前阶段，针对不同电源（煤电、抽蓄、新型储能等）分别核定电价[4][5] 2. 可靠容量补偿机制：电力现货市场连续运行后，制定统一补偿标准，各电源按可靠容量比例（如光伏/风电约10%，4小时储能约40%）折算获得补偿，实现更公平的统一框架[9][10] 3. 容量市场：未来市场化定价的展望[4] * 费用分摊与政策性质：所有容量电费纳入系统运行费用，由全体工商业用户承担（约占全网电量85%），应视为常态化机制而非临时补贴[19] 2. 容量电价对储能（特别是独立储能）的具体影响 * 补偿标准与计算：实现“火储同价”，补偿标准向煤电看齐，按满功率连续放电时长 / 全年净负荷高峰持续时长折算，最高不超过1（例如4小时储能在甘肃（高峰时长6小时）折算比例约2/3）[14][15] * 收益确定性增强：容量电价基于可靠容量补偿，与现货（按电量）、辅助服务（如调频按里程）收益区分，只要装机并满足调度考核要求，每年可获得较确定补偿[16] * 推动项目开工与投资：政策是“发令枪”，预计各省将加快出台细则，此前观望的社会资本和国央企（因136号文取消强制配储而态度谨慎）投资意愿将增强，催化2026-2027年国内大储强装周期[21][22][23] * 项目经济性改善：测算显示，若容量电价补偿周期延长至6年，对甘肃储能项目的EPC价格容忍度可放宽至0.95元/瓦左右，资本金内部收益率仍可超过7%[20] 3. 2026年全球储能市场展望 * 整体趋势：2026年全球储能需求延续高增长，但区域差异加大，竞争维度多元化，运营能力愈发重要[24][26] * 核心驱动力：风光发电占比提升决定需求天花板；电力市场化机制（如容量电价）决定收益合理性与市场健康发展[24] * 分区域市场预测： * 中国：预计2026年建设规模230-250 GWh（基于2025年约180 GWh，增速约30%），未来5年年均增速20%-25%[28] * 美国：预计2026年出货量130 GWh，本土产能仅30-50 GWh，存在80-100 GWh缺口需通过贸易填补，因产能不足及政治考量，增速放缓但需求确定[28][29][30][31] * 欧洲：看好其高增长，预计2026年出货量95-100 GWh，增长动力来自东欧国家需求爆发、电价剧烈波动、辅助服务市场收益高（如德国需约500GW辅助服务功率容量）[31][32][33] * 澳大利亚/日本：市场稳定，年度需求合计约13 GWh，澳大利亚是出海首战市场[34] * 亚非拉：非常看好的高增长区域，预计2026年出货量约180 GWh，同比增长80%-100%，驱动力包括高电价、电网落后、分布式经济性好及产业外迁带动的电力需求[35][36] * 全球总量：预计2026年全球储能出货量约650 GWh或更高[36] 4. 对电力市场及用户侧的深远影响 * 电力市场优化：政策推动风光和新型储能公平参与市场；调整煤电中长期交易价格下限（不再硬性执行基准价上下浮动20%），并优化中长期交易价格比例，使现货市场价格发现作用更明显[11][12][13] * 用户侧电价影响：中长期看，用户总用电成本不会大幅上涨，但电费账单结构将改革，能量费用与容量费用的比例会发生较大变化，用户对容量费用的认知将加深[38][39] 其他重要内容 * 供应链竞争变化：国际竞争从产品性能升级转向海外建厂、投资换市场的本土化制造策略[25][26] * 政策长期性：容量电价是新型电力市场发展的重要引导机制，旨在更合理地引导未来发电机组和调节机组的建设，解决容量支撑问题[37] * 储能配置趋势：容量电价政策可能引导储能配置时长根据系统需求优化（如为获得更高系数，从4小时向6小时配置），而非简单行政规定[40]