行业与公司 * 行业：中国电力行业，特别是调节性电源（煤电、气电、抽水蓄能和储能）市场与政策环境 [1][2] * 公司：未提及具体上市公司 核心政策：全国性容量电价机制 * 政策定位：补全全国统一电力市场三大板块（电能量、容量、辅助服务）的政策拼图，旨在为调节性电源提供固定投资成本回收途径，确保电网稳定 [1][2] * 核心目的：解决煤电脱钩、中长期现货价格脱钩、煤炭价格波动等问题，确保煤电竞争力与投资回报 [2] * 覆盖电源类型：主要涉及煤电、气电、抽水蓄能和储能 [1][2] * 执行方式：地方政府根据自身情况（如装机结构、电源特性）自主确定参数和进程节奏 [2] * 对调峰市场的影响：新政执行后，现有的调峰容量市场将同步废止 [1][4] 容量电价机制的关键设计 * 补偿基准与折算：以煤电为基准，其他调节性电源（如储能）根据顶峰能力按一定比例折算 [2][5] 折算逻辑基于满功率连续放电时长除以全年最常见高峰期时长 [3] * 核心补偿标准：政策旨在实现 330元/千瓦年 的固定投资回收标准 [1][8] 例如，甘肃、云南为330元/千瓦年，四川、天津为231元/千瓦年，部分省份执行165元/千瓦年的标准 [10] * 可靠容量概念：未来机制将纳入所有电源类型，并根据顶峰时长和能力计算折扣系数，旨在引出“可靠容量”概念，为更具波动性的容量市场做铺垫 [1][7] * 计算公式（以甘肃为例）：容量电价 = 容量 × 可靠容量补偿标准（如330元/千瓦） × 供需系数 [16] 2025年甘肃的供需系数为0.89 [16] 对不同电源类型的具体影响 * 煤电： * 配套政策有所调整缓和，例如放宽了中长期合同签约比例限制 [8] * 容量市场有助于确保其固定投资成本回收，即使在利用小时数低的情况下，也能通过高价格发电盈利 [14] * 储能： * 新政突破了其收益来源问题，整体方向积极 [14] * 但仅靠容量电费收入有限，需结合峰谷价差 [4][17] 以甘肃为例，储能容量电费加峰谷价差（按3毛计算）后，年收益率约为 5%，保障性不高 [1][4] * 其容量电价大概率在煤电基准上打折扣，例如煤电165元/千瓦时，储能可能为 55元/千瓦（约1/3） [17] * 抽水蓄能： * 收费政策明确：充电/抽水时缴纳输配电费、上网线损及系统运行费，发电/放电时退还，仅缴纳损耗部分费用 [9] * 当前存量项目继续执行633号文，增量项目受新政策影响，未来将纳入可靠容量补偿机制 [20] * 造价约为每瓦 6-7元，总投资高、建设周期长 [20] 各省政策进展与差异 * 进展不一：部分省份（如甘肃、宁夏）已发布政策或征求意见稿，部分省份尚未发布 [10][12] * 关键影响因素： * 煤电利用小时数：利用小时数低的省份（如广西、青海、辽宁低于 3000小时；甘肃、四川、云南低于 4000小时）更倾向于提高容量电价以回收成本 [2][11] 利用小时数高的省份（高于 5500-6000小时）可能不会调整已设定的价格 [11] * 新能源装机与调节需求：新能源大省且调节需求迫切的（如西北地区），更可能给予储能较高支持 [12][18] 水电等调节能力强的省份（如四川），对储能需求较低，支持力度可能较小 [18] * 峰谷价差：峰谷价差较大的省份（如山东），可参考甘肃经验制定政策 [6] * 地方特殊案例：蒙西、新疆曾给出较高的电量补贴（如蒙西2025年 3毛5/千瓦时），未来预期将按国家文件逐步过渡到新补偿机制 [13] 市场趋势与未来展望 * 储能装机预测： * 增长迅速，预计2025年底达到 1.4亿千瓦，2026年完成 1.8亿千瓦 目标 [2][22] * “十五五”后半段，每年新增装机可能达到 1亿千瓦，总规模达 三四亿千瓦 [2][22] * 峰谷价差趋势：现货市场峰谷价差逐年增加（如山东从2022年 3毛钱 增长到2025年 4毛钱），未来随新能源装机快速增长，价差预计将进一步拉大 [19] * 新能源装机展望：“十五五”末期装机规模预计较2025年底翻倍，风电增速未来将快于光伏 [22] * 市场模式选择：国内选择“容量市场+电能量市场”模式，而非完全依赖高额定价，因波动风险大 [15] 初步机制建立后将持续推进完善 [15]