东吴电新完善发电侧容量电价机制政策解读纪要20260130

嘉宾：赵总 时间：2026年1月30日 摘要 1.政策核心背景发改委、能源局当日发布114 号文，核心内容是完善现行煤电、气电、抽水蓄能容量电价机制，同时首次在国家层面明确建立电网侧独立储能容量电价机制。该文件是继 11月10日发改委、能源局《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》后，新型储能容量电价领域的又一标志性文件，标志着此前湖北、甘肃、宁夏、广东、河北等省份 试点的容量电价政策，正式向全国范围推广。 2.政策核心原则核心为“煤储同补” ，即新型储能容量电价的制定需参照煤电标准执行。 主题：完善发电侧容量电价机制政策解读 嘉宾：赵总 时间：2026年1月30日 摘要 1.政策核心背景发改委、能源局当日发布114 号文，核心内容是完善现行煤电、气电、抽水蓄能容量电价机制，同时首次在国家层面明确建立电网侧独立储能容量电价机制。该文件是继 11月10日发改委、能源局《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》后，新型储能容量电价领域的又一标志性文件，标志着此前湖北、甘肃、宁夏、广东、河北等省份 试点的容量电价政策，正式向全国范围推广。 2.政策核心原则核心为“煤储同补”，即新型储能容量电价的制定需参照煤电标准执行。其中，煤电的电价明确为330元/ 千瓦，是每年的固定成本，50%（即165元/千瓦）需通过容量电价予以体现；各地制定新型储能具体定价标准时，主要参考甘肃省已出台的相关政策文 件 3.关键机制与管理要求：（1 ）容量电价机制：一是建立常规容量电价机制，覆盖煤电、气电、抽水蓄能及电网侧独立储能；二是新能源占比较高的省份，有序建立发电侧可靠容量补偿机制，目前 甘肃省是国内唯一在政策文件中明确建立该机制的省份。 （2）清单制管理：山西是清单制管理的标杆省份，明确要求入清单项目需在6个月内实质性开工（需落实土地招拍挂、开展三通一平等工程），12个月内建成并网；其他省份多参考此标准，部分省份将并网期限放宽至18个月。各省将对已备案项目进行梳理，清退“僵尸项目”（备而不建），择优纳入清单，实行动态调整。 4.项目规模与省份差异：（1）项目规模：2025年国内已备案独立储能项目规模超1600GWh，但存在大量重复备案、备而不建的“ 僵尸项目”；目前纳入省级清单管理的项目规模约250-300GWh，其中河北（超60GWh）、山西（接近25GWh）、山东（接近40GWh）体量最大，江西、陕西等省份清单项目体量不足10GWh。 （2）省份差异：一是政策落地速度，除京津塘（北京、天津、冀北电网）、西藏（电力市场化改革较慢）外，其余省份预计于今年上半年出台地方细则；二是建设节奏， 新疆、山西将成为储能建设热潮省份，其中新疆原有容量补偿政策已停止，国家政策 出台后将快速核定地方标准，山西则凭借良好现货价差及充足入库项目，加速推进建 设。 5.成本与收益测算：（1）储能收益：100MW/400MWh储能电站，全国层面年容量电价收入预计1500万元以上；甘肃4 小时储能电站（100MW/400MWh）年补偿接近2000万元（参考煤电标准，结合时长系数、可靠容量系数测算）。 （2）煤电标准：煤电容量电价最低标准为165元/千瓦·年（330元/千瓦·年固定成本的50%），全国均值约180-190元/千瓦·年，四川、重庆、云南等煤电利用小时数较低的省份，定价标准将高于均值。 6.行业影响 政策出台有助于锂电储能设备上涨成本向用户侧合理传导，缓解碳酸锂涨价导致的项 目延期、观望问题；清单制管理将加速优质项目落地，五大六小等央企、国企加大独 立储能布局，项目价值持续提升；预计今年国内锂电大储市场装机量约250GWh，较此前预测有所上调。 正文 Q&AQ：100MW/400MWh储能电站，年容量电价收入1500 万元，该金额是每年的收入吗？容量电价的测算公式及核心参数（如时长系数、功率系数）如何理解？ A：是的，1500万元为该规格电站每年的容量电价收入。测算遵循“煤储同补”原则，核心参数：调整系数按6小时（全年净负荷高峰持续时长上限），时长系数=储能放电额定小时数÷6；叠加约90%的可靠容量系数（考虑检修），部分省份额外加小幅系数（如甘肃98%），结合330元/千瓦·年的煤电标准测算，例如甘肃4小时电站年补偿近2000万元。 Q：清单制管理的具体操作要求是什么？对项目的时间要求有明确规定吗？已备案的1600GWh项目，是否都会纳入清单并按期建设？ A：清单制核心是动态筛选，参考山西标准：入清单项目6个月内实质性开工、12个月内并网，部分省份并网期限放宽至18个月。已备案的1600GWh不会全部纳入，其中含大量“僵尸项目”，各省将梳理清退，择优纳入，目前清单项目约250-300GWh，将分批次推进建设。 ：山东目前储能政策被认为不够友好，但仍有较多项目入库，如何理解这种情况？国家政策出台后，山东的容量电价会有什么变化？ Q A：山东项目持续推进，核心是2小时储能循环次数高、峰谷价差稳定，具备良好收益基础；政策不友好主要因当前容量补偿标准偏低。国家政策落地后，山东将完善细 则，容量电价预计明显提升，例如100MW/200MWh电站年补偿将从300-400万元至少翻倍。 Q：煤电容量电价最低标准为165元/千瓦·年，各省会普遍执行该标准吗？是否会有省份超过该标准？全国均值大概是多少？ A：165元/千瓦·年是最低标准，各省不会普遍执行，四川、重庆、云南等煤电利用小时数低的省份，标准会更高。全国煤电容量电价均值约180-190元/千瓦·年，兼顾企业成本与用户承受力，为储能定价提供参照。 Q：甘肃省容量电价测算中会乘以容量供需系数，国家层面政策未提及该系数，各地是否还会执行？折算比例有统一要求吗？ A：国家无强制要求，仅甘肃（唯一建立发电侧可靠容量补偿机制的省份）会执行，用于反映电力容量供需。折算比例普遍按6小时（全年净负荷高峰上限），即储能电站的时长÷6，湖北此前10小时折算为个例，后续各地大概率参照6小时标准，目前仅甘肃公布供需系数为89%。 Q：碳酸锂价格上涨导致储能系统成本上升，目前有多少项目处于观望、延期状态？国家政策出台后，这种情况会改善吗？ A：受碳酸锂涨价影响，自2025年12月起，超30GWh项目处于观望、延期状态，集中在新疆、宁夏等省份。政策落地后将明显改善，一方面清单制有明确建设期限约 束，另一方面央企、国企加大布局，成本上涨压力将逐步传导疏导，不会长期制约项 目落地。 ：储能项目容量电价补贴会动态调整吗？项目立项时，如何测算长期收益？容量电价补贴能持续多久？ A：容量电价补贴会动态调整，各省调整周期为1-2年。立项测算需考虑调整特性，不可按固定标准。未来5年补贴持续性较强，预计“十五五”末期容量市场将取代现行机制，存量项目仍有合理补偿。 Q：市场上“抢节点”指的是什么？目前250-300GWh的清单内项目，都是优质节点吗？政策落地后，还会有新增项目进入市场吗？ A：“抢节点”即抢占220千伏及以上变电站附近优质电网节点，这类节点接入好、价差稳。目前250-300GWh清单项目多为优质节点项目；政策落地后仍会有新增项目，因备案项目远多于清单项目，且变电站扩建会新增优质节点，建设将分批次推进，不会 蜂拥而上，这可以防止系统运营费用暴涨。 Q：从装机的预测上，今明两年的装机大概有多少？跟之前的预测相比，会有变化吗？A：会。对于锂电国内的大储市场，今年可能可以达到250GWh左右，跟之前的预测相比，会出现上调。 Q：私人投资者与央企、国企的融资成本差异多大？是否会出现民企因成本上涨放弃项目、央企接手的情况？ A：央企、国企融资成本普遍低于3%。 Q：央企、国企在储能项目节点选择上，是否比民企更具优势？ A：央企、国企在节点选择上更具优势，依托与省网合作、自有变电站及存量电站资源，可精准筛选优质节点、降低成本。 Q：对于变电站扩建，大概需要什么手续或流程？需要多久？政府审批态度是怎么样的？ A：500千伏及以上需提前一年纳入规划，周期约2年；220千伏（部分330千伏）无需提前规划，周期不足2年。政府审批积极，将按电网规划、承载能力有序推进，不放松标准。