国金证券近日发布公用事业及环保产业行业研究：本周（9.15-9.19）上证综指下降 1.30%，创业板指上涨2.34%。碳中和板块下降0.30%，公用事业板块下降2.29%，环保板块 下降1.15%，煤炭板块上升3.26%。新能源装机大增等因素推动电力供需进入"电量宽松、电 力区域性/时段性偏紧"的新周期。容量电价提升改善火电电价结构，多元化收入增强火电收 益保障 电量电价下行趋势难扭转，容量补偿比例提升改善火电电价结构。新能源装机大增等因 素推动电力供需进入"电量宽松、电力区域性/时段性偏紧"的新周期。容量电价提升改善火 电电价结构，多元化收入增强火电收益保障 根据国家能源局《关于发布2023年煤电规划建设风险预警的通知》，投资回报率分红、 橙、绿三色预警，并明确资本金测算方法：低于当期中长期国债利率的为红色预警；在当期 中长期国债利率至一般项目收益率（电力项目通常为8%）之间的为橙色预警；高于一般项 目收益率的为绿色。 9月16日，四川启动现货试运行中长期衔接交易，进入"分时段组织、D-2连续开市"新模 式，实现"两个全覆盖"。新模式下，市场主体可灵活调整中长期合约，适配清洁能源发电波 动，后续四川能源监 ...

政策目标与装机规划 - 2027年新型储能装机规模目标为1.8亿千瓦以上 带动直接投资约2500亿元 [1] - 截至2024年底中国新型储能装机容量达7376万千瓦 占全球超40% 2024年上半年增至9491万千瓦 未来三年需实现翻倍增长 [1] - 政策设计考虑与"十五五"能源规划衔接 支撑能源绿色低碳转型 [1] 市场机制与收益模式 - 电力市场机制完善推动新型储能通过电能量市场、辅助服务市场、容量市场获得多重收益 [2] - 容量补偿机制逐步落地 内蒙古标准为0.35元/kWh（10年） 河北标准为100元/kW（2年） [4] - 独立储能项目资本金内部收益率测算：河北模式6.2% 内蒙古模式14.8% 高于国企6%-8%的收益率要求 [4][5] 产能与需求现状 - 全球储能电芯2024年上半年出货量226GWh 同比增长97% 中国企业占前九名 全球出货量占比超90% [3] - 多家厂商满产运行 海外订单贡献主要份额 中东、澳大利亚等新兴市场需求增长显著 [3] - 国内装机节奏调整 受新能源"抢装"影响 上半年并网高峰前移至"531"节点 "630"节点并网热度首次下降 [3] 技术路线与应用场景 - 政策推进电源侧、电网侧独立储能建设 鼓励需求响应等多场景创新模式 [7] - 用户侧"新能源+储能"成为重点场景 陕西、云南、青海要求绿电自发自用比例不低于60% 上网电量限20%以内 [8] - 零碳园区需配置储能 四川、山东、江苏要求加强可再生能源开发与调节资源匹配 [8] 挑战与政策需求 - 新能源远距离输送存在物理通道不足和价格协调障碍 就近消纳受鼓励但加重电网调节负担 [9] - 高系统成本可能限制零碳园区和绿电直连发展规模 [9] - 需出台容量电价政策和地方发展目标以保障经济可行性 广东等制造业大省应率先探索电价创新与金融支持 [9]

储能政策动态 - 内蒙古能源局发布《关于加快新型储能建设的通知》，对独立新型储能电站放电量执行0.35元/千瓦时的补偿标准，执行期10年，并取消电源侧和电网侧划分[2] - 内蒙古2024年计划投产电源侧储能400万千瓦（1600万千瓦时）、电网侧储能250万千瓦（1300万千瓦时），2025年计划投产电源侧储能1000万千瓦（4200万千瓦时）、电网侧储能450万千瓦（2300万千瓦时）[3] 各省容量补偿政策 - 山东2022年实施容量补偿电价0.0991元/千瓦时，有效期至2026年底[4] - 甘肃2023年调峰容量补偿上限为300元/(MW·日)，采用单边竞价模式[4] - 新疆2023年独立储能补偿标准为0.2元/千瓦时，2024-2025年逐年递减20%[5] - 河北2025年独立储能容量电价定为100元/千瓦，较2024年退坡政策有所延长和统一[6] 南网区域政策 - 南方电网2022年将独立储能容量补偿纳入输配电价疏导机制[7] - 2025年起南网对新能源配建储能调峰实施分省补偿标准，如广东0.07655元/千瓦时、云南0.07163元/千瓦时[7] 储能市场现状 - 西北区域1GW/4GWh大型独立储能EPC价格降至0.75元/Wh，0.3GW/1.2GWh项目降至0.83元/Wh[8] - 部分省份通过容量补偿、现货交易、辅助服务等多重收益机制推动储能项目经济性提升[8]