XZ公用事件国家发改委国家能源局发布关于完善发电侧容量电价机制的通知

＃【一句话观点】：电网侧储能利好，其他电源政策为前期延续，影响相对中性 独立储能：首次提出全国统一容量电价政策、参考煤电补偿标准并按顶峰能力折算、商业模式理顺。 【XZ公用】事件：国家发改委、国家能源局发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，提出分类完善煤电、气电、抽水蓄能、新型储能容量电价机制，以适应新能源发展、保障调节电源回收成本进而在电力供应紧张时段稳定供电。 ＃【一句话观点】：电网侧储能利好，其他电源政策为前期延续，影响相对中性 #独立储能：首次提出全国统一容量电价政策、参考煤电补偿标准并按顶峰能力折算、商业模式理顺。 此前136号文后新能源强制配储取消，2025年内蒙古等地方性独立储能容量电价落地带动抢装潮。 本次文件完成全国层面独立储能容量电价的制度确认与统一，明确以当地煤电容量电价标准为基础，根据顶峰能力折算，折算比例为满功率连续放电时长除以全年最长净负荷高峰持续时长（最高不超过1），与此前甘肃、宁夏、湖北的地方性政策基本一致。 故长时、充放电效率高的项目将获得更高收益；另外此前没有容量电价/补偿标准较低、同时现货峰谷价差大的省份独立储能经济性有望提升。 以甘肃为例，净负荷高峰持续时长为6h，100MW/400MWh独立储能项目年度容量电费约2kw，项目全投资IRR约6%。 此外，分摊方式为纳入当地系统运行费用由工商业用户承担，与此前内蒙古等地发电侧内部分摊不同，可持续性更强。 煤电及气电：煤电容量电价政策延续、长协电价下限及长协电量比例适当放开；气电容量电价由各省确定。 2023年11月国家发改委明确煤电容量电价标准（固定成本）为330元/KW·年，2024-2025年多数省份补偿30%固定成本，2026年起提升至固定成本的50%以上，本次政策为此前文件的延续，并提出可结合当地煤电利用小时等情况进一步提高，目前甘肃、云南等地已提升至100%。 此外，文件提出煤电容量电价机制完善后，各地可适当调整省内煤电长协交易价格下限、适当放宽煤电长协电量签约比例要求。 伴随煤电容量电价补偿比例持续提升，长协电价下限放开为大势所趋（参考山东省），电量电价基于电力供需及燃煤成本确定，短期部分省份的电量电价在供需偏松环境下或有下行压力，但伴随火电投产高峰结束以及新能源投资降速，电力供需格局有望逐步改善；另外长协签约比例下降旨在与现货市场衔接，火电的灵活性价值有望进一步凸显。 气电方面，政策提出由省级价格主管部门制定补偿政策，按照回收气电一定比例固定成本的方式确定。 此前多数省份已出台省级容量电价政策，本次文件更多为顶层设计确认。 #抽蓄：新老项目划断、引导增量项目合理投资。 本次文件明确，对于633号文（21年4月颁布）出台前开工的存量项目，容量电价由省级价格主管部门按照633号文件办法核定（项目资本金IRR 6.5%），对于之后开工的增量项目，由省级价格主管部门每3-5年按弥补平均成本的原则制定省级电网同期新开工电站统一的容量电价，同时抽蓄自主参与电能量、辅助服务等市场获得的收益按省级部门确定的比例由电站分享，其余返还；旨在约束企业成本，促进合理布局、有序发展。 #未来发展趋势：各电源同标补偿容量电价、促进公平参与市场。 电力现货市场连续运行后，有序建立发电侧可靠容量补偿机制，即根据顶峰能力对各电源机组可靠容量（机组在系统顶峰时段能够持续稳定供电的容量）按统一原则进行补偿，补偿标准以弥补市场边际机组在电能量和辅助服务市场不能回收的固定成本为基础，新能源装机占比高的地区预计率先推进。