文章核心观点 - 国家层面正积极推动建立新型储能容量电价机制，以释放其容量价值并保障行业健康发展 [2][3][4] - 新型储能已在电网容量支撑方面发挥显著作用，但其收益模式面临挑战，亟需建立可持续的容量补偿机制 [6][7][9] - 多个省份已开展容量补偿政策探索，主要采用按放电量补贴、按容量补贴及与发电侧同等待遇三种方式，为全国统一机制积累经验 [12][13][14][15][16] 新型储能容量支撑效果显现 - 风电、光伏等新能源装机规模持续攀升，但其间歇性、波动性对电网容量支撑能力构成挑战 [6] - 以锂离子电池、压缩空气储能为代表的新型储能技术性能、成本经济性和灵活布局优势显著 [6] - 今年国网经营区新型储能度夏集中调用中，可调最大电力达64.23吉瓦，实时最大放电电力达44.53吉瓦，顶峰能力相当于近3座三峡水电站容量 [7] 亟待建立新型储能容量机制 - 独立储能原有收益模式包括电能量市场、辅助服务市场、容量租赁及部分补偿收益 [9] - "136号文件"取消新建新能源项目强配储能前置条件，对存量项目无影响，但大幅冲击了储能容量租赁的需求和议价空间 [9] - 失去主要租赁收益后，独立储能项目仅靠现有市场收益难以覆盖投资和运营成本，容量价值无法充分体现，影响投资积极性和电网安全 [9] 多省开展容量补偿探索 - 当前各省补偿方式主要有三种：按放电量补贴、按容量补贴、以及同发电侧享受容量电价补贴 [12] - 内蒙古2025年度放电量补偿标准为0.35元/千瓦时，2026年调整为0.28元/千瓦时，截至2025年上半年累计发放补偿金额已超2亿元 [13] - 新疆2023年放电量补偿标准为0.2元/千瓦时，2024年降至0.16元/千瓦时，2025年降至0.128元/千瓦时，补偿资金由工商业用户分摊 [13] - 河北省对2024年5月31日前并网的独立储能执行年度容量电价100元/千瓦，后延长政策至2026年底并追补补偿至100元/千瓦 [14] - 山东自2021年起对独立储能按0.0705元/千瓦时收取用户侧市场化容量补偿费用，新型储能按月度市场化可用容量占比分配费用 [15] - 甘肃征求意见稿中，电网侧新型储能容量电价标准暂按每年每千瓦330元执行，执行期限2年 [15] - 宁夏征求意见稿中，2025年容量电价为100元/千瓦·年，2026年上调至165元/千瓦·年 [15] 总结及展望 - 各省补偿形式和费用疏导方式差异较大，需从国家层面明确统一机制设计原则 [16] - 机制设计初期可借鉴甘肃、宁夏模式，将电网侧新型储能纳入发电侧容量电价机制范围 [16] - 建议结合电力市场建设进程分阶段、分区域推进政策，科学确定补偿标准和可靠容量折算系数，并探索竞价模式的容量电价交易 [16]

行业与公司 * 行业为电力行业 特别是新能源发电与储能领域 公司涉及新能源场站、独立储能电站、煤电厂等[1][2][3] 核心政策与机制变化 * 国家层面首次明确新型储能与煤电及抽水蓄能并列 给予容量电价机制 而非容量补偿机制[2] * 容量电价机制核心是将市场价格信号传导至终端用户 由用户承担费用 各省份可根据自身情况自主定价[1][2] * 现有省份容量补偿政策将进行调整 例如山东、内蒙古 从按发电侧传导调整为按用电侧传导 并按可靠容量而非放电影量补偿[4][5] * 政策目标是确保投资者获得6.5%至7%的合理收益率[10][18] 电价与用户影响 * 健全居民分时电价机制不会直接导致居民整体用电价格上涨[1][3] * 居民峰谷价格体系和阶梯电价可能调整 例如第三阶梯电价可能上浮[1] * 容量电价费用最终主要由工商业用户承担 未来零售用户也会受影响[18] 储能市场与收益模式 * 独立储能电站主要收入来源是现货套利 而非依赖容量电价补贴[1][6] * 容量补贴或度数补贴对储能电站收入影响相对较小 例如甘肃按每度0.128元结算 内蒙古0.35元/度的高标准需调整[6][10] * 不同省份对容量补贴需求不同 江苏、浙江、广东、福建等现货价差收入低省份需要更高补贴[10] * 独立储能充电成本存在差异 从电网购电成本高 使用自身光伏发电充电更具经济性[9] 新能源消纳与调度优化 * 为解决新能源弃风弃光问题 需优化调度运行机制 允许新能源场站自主申报出力曲线[1][7] * 未来将通过中长期市场中的多日交易及D+2、D+3日内申报实现更灵活出力曲线管理 解除制度障碍[13] * 提升新能源配套储能利用率是关键 当前许多地区调度粗放 例如新疆需上级调度许可才能放电[7] 装机预期与市场影响 * 预计2026年新型储能装机增速约为50%[3][12] * 需警惕部分地区现货套利空间收窄 例如蒙西地区从2024年的0.38元/千瓦时降至2025年的0.28元/千瓦时[12] * 如果调节资源建设速度超过新能源建设速度 将压缩现货价差 对现货市场产生压制作用[12][17] * 国家目标到2035年实现3,600GW新能源装机 每年需新增200GW以上 内部讨论认为至少需增长50%至每年300GW[3][19][20] 储能设施质量与更新动力 * 2022年之前建设的风光配储电站质量较差 可用率低 2023年以来西部省份新建电站质量显著提高[14] * 电网公司加强考核和检查 对不达标设施进行处罚 有动力提升老旧设施技术水平[15] * 目前各省更倾向于建设独立储能 新建配储项目动力相对较弱[15] 竞争格局与趋势 * 容量市场机制将为独立储能提供长期可持续收益保障 类似火电容量补贴 为投资者提供确定性回报[1][11] * 煤电竞争力下降 全国平均利用小时数降低 今年上半年全社会新增用电量已由新能源提供[21] * 风光配储被调用不会明显挤压独立储能市场容量 因其充电成本存在劣势[16]

行业前景 - 新型储能"倍增计划"提出三年内全国新增装机容量超1亿千瓦 2027年底累计装机达1.8亿千瓦以上 较2024年7376万千瓦实现2.44倍增长 [2] - 理想场景下2030年储能装机或达近300GW 未来五年国内市场需求广阔 [2] - 容量市场机制建设将有效规划各类市场参与主体装机并明确收益预期 成为电改重点方向 [1] 海外需求 - 美国市场因关税影响淡化和OBBBA法案推动出现抢装需求 2026年装机预期不降反增 [2] - 欧洲大储低基数放量高增 户储及工商储供需改善且渠道加速回暖 [2] - 2025年以来电芯涨价印证需求景气 行业逐渐走出长期通缩局面 [2] 盈利模式转变 - 储能正由成本项转为盈利项 新能源全量入市为储能创造丰厚收益 136号文成为国内大储盈利拐点 [3] - 多省份已实现"现货+辅助服务+容量"的多元组合收益 新型储能容量电价政策或将加速推出 [3] - 容量补偿机制不断完善为储能提供盈利"安全垫" 容量市场可解决补贴固化与资源错配问题 [1][3] 政策推进路径 - 短期以容量电价为主对火电 抽蓄 新型储能等可靠电源的装机成本进行有效回收 [4] - 中长期建立电力容量市场 为风电光伏等电源侧主体及电网通道 虚拟电厂等负荷侧主体提供装机保障 [4] - 容量市场机制或在山东 山西 广东等电改进程领先省份先行先试 后续关注跨省跨区域机制及全国统一框架构建 [4] 投资带动效应 - 新型储能建设专项行动方案将带动项目直接投资约2500亿元 [2] - 电池厂及头部集成商将率先获得增量收益 [2]