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·政策出台核心动因：政策出台节奏较快，上一周相关方通知撰写政策解读，随后政策在一周内即出台。政策出台有两大核心动因：一是风光产业高速发展导致电力系统稳定性问题凸显，电网保供压力陡增，短路比、转动惯量等关键指标不达标，亟需煤电、燃气轮机、抽水蓄能、新型储能四类调节电源，但现有机制下调节电源收益难以覆盖成本，建设滞后，长期将制约风光产业发展；二是全国固定资产投资呈下降态势，电力央企四季度固定资产投资普遍下滑，政策意在拉动调节电源领域投资，稳定经济增长。 ·容量电价三阶段演进：容量电价的发展演进分为三个阶段。第一阶段为计划经济体制，抽水蓄能遵循633号文，按资本金内部收益率6.5%反算容量电价，主体缺乏降本动力；2023年出台的煤电1501号文，因煤电利用小时数大幅下滑（辽宁降至1000多小时，山东3800小时，浙江5000-6000小时），给予最高330元/千瓦·年的容量电价，多数省份执行30%系数，5个省份执行50%系数，属于平均化补偿模式。第二阶段是当前推进的容量补偿阶段，以114号文为框架，按电源顶高峰能力核算补偿。第三阶段为容量市场阶段，通过竞价确定容量电价，山西曾尝试但被认为条件不成熟，国内落地仍需时日，当前正处于从计划到容量补偿的转变节点。 ·当前阶段机制说明：当前国内正处于容量补偿阶段，核心逻辑是不区分电源类型，仅依据顶高峰能力核算容量电价，具体公式为放电时长除以高峰需要时长，再乘以基准值，该基准值以本省煤电的容量电价为标准。容量市场阶段因整体条件不成熟暂未推进，此前山西相关试点未获认可。当前阶段的核心任务是落实114号文确立的容量补偿机制，逐步替代计划经济体制下的固定补偿模式，转向基于电源实际顶高峰贡献的市场化补偿模式。 ·新型储能的重大利好：容量补偿政策对新型储能是重大利好。成本上，经大规模降本后，4~6小时、2小时等小时级调节电源中，新型储能成本最低；长时储能领域目前煤电成本最优。规模上，新型储能2024年装机量超7000万千瓦，2025年达1.4亿千瓦，已超抽蓄成为第一大调节电源，且国家政策明确其独立产业地位，不再是新能源的附庸。原材料方面，碳酸锂价格波动明显，2022年曾达60万元/吨，2026年当前接近20万元/吨，但产能持续扩张后价格有望回落。同时，新型储能技术不断进步，0衰减、光储同售等方向提升其竞争力，央企已开始下场布局，将进一步推动产业发展。 ·抽蓄与煤电的政策安排：针对抽蓄，政策制定过渡性保障安排：抽蓄建设周期长达6-7年，前期可研、移民搬迁等投入巨大，部分项目已累计投入4-5亿元，原容量电价约600元/千瓦·年。若执行统一容量电价，新型储能仅需约200元/千瓦·年（为抽蓄的1/3），抽蓄前期投入将面临损失，因此政策明确可按3-5年内抽蓄的平均价格给予容量电价，避免行业剧烈波动与坏账风险，同时通过统一均值定价鼓励抽蓄降本增效。对于煤电，基于我国富煤、少气、贫油的能源结构，其在天级长时调节领域可靠性最优，仍是政策重点支持的核心电源类型。 ·配套政策与整体评价：政策配套多项实操性细则，涵盖充放电价执行、费用承担与跨区分摊等内容，例如山东400万千瓦抽蓄项目的容量电价仅使终端电价上涨4厘，1000万千瓦新型储能项目的容量电价需求低于400万千瓦抽蓄，用户实际负担增加有限。整体来看，该容量电价政策是国家继辅助服务、现货市场之后的又一重要电价政策，补齐了新型储能的三块收益，既为各类调节电源明确差异化发展路径，也是促进固定投资增长的重要举措，对电力调节电源行业构成重大利好。 ·地方原有政策的替代逻辑：此前新型储能未获国家层面认可，北方秦岭淮河以北、长城以南省份因风光发电量大，电网调节压力剧增，储能仅靠市场化收益难以存活，各地出台省级事权的容量补偿政策（区别于国家事权的容量电价），如山东46元/千瓦·年，河北100元/千瓦·年，内蒙曾执行0.35元/充放一度电，2026年调整为0.28元/放一度电。国家114号文借鉴甘肃2024年12月提交的政策模板，将统一全国容量补偿机制，取消各地五花八门的地方政策。内蒙原政策标准过高导致火电企业压力大，新政策可通过向用户侧疏导电价解决矛盾，但短期内内蒙储能收益或有所下降，各省需约半年时间出台细则替代原有政策。 ·地方细则的制定要点：国家114号文规定容量补偿电价按“储能持续放电时长÷该省高峰时长×该省基准容量补偿电价”计算，其中基准价为煤电容量电价，以330元/千瓦·年为基础，系数不低于50%。地方细则需确定两大核心参数：一是高峰持续时长，该数值为分母，越大则容量补偿电价越低；二是煤电容量电价基准值的系数。不同省份参数设定差异明显：甘肃、宁夏高峰时长为6小时，湖北为10小时；甘肃基准值定为330元/千瓦·年，宁夏、湖北按50%系数设为165元/千瓦·年。山东就高峰时长设定存在争议，拟设9小时未获能源局同意，煤电企业上书要求提高基准值，大概率定为330元/千瓦·年。地方参数设定核心取决于本省对调节电源的需求，缺电省份会降低高峰时长、提高基准值，反之则相反。 ·不同省份的政策影响：不同省份因调节电源需求差异，新政策对储能的影响各不相同。北方秦岭淮河以北、长城以南省份缺调节电源，会设定更利好储能的参数，补偿额相对更高；南方省份调节电源充足，补偿标准则较低。政策统一后，储能补偿从按千瓦核算改为按放电时长核算，山东等北方省份出现将储能时长调整至4小时的趋势：4小时储能虽投资需增加1.6倍，但容量补偿电价可扩大一倍，收益更具优势。总体来看，新政策对大部分省份的储能建设较为利好，将推动储能配置向更符合收益逻辑的方向优化。 ·政策有效期差异：容量电价政策的有效期因制定层级不同存在显著差异。国家层面的容量电价等价格政策属于长期制度，无明确截止期限，相关政策一经出台便会持续执行，例如输配电价、现货电价自国家发改委、能源局制定后，便一直保持执行状态未作调整。省级政策则有明确的有效期限制，最长为5年，比如2022年山东出台的容量补偿电价政策，有效期至2027年；新疆的容量电价政策同样遵循这一期限要求。部分试点省份的政策有效期更短，甘肃曾出台有效期为2年的容量电价政策，这是基于国家相关部门的探路要求制定，省级政策本身无法突破期限限制，否则将存在合规风险。 ·投资预期的稳定作用：国家统一容量电价政策的出台，有效稳定了市场的投资预期。在此之前，地方层面的相关政策存在较强不确定性，比如内蒙的容量补偿类似光伏补贴逐年退坡，新疆的容量电价政策于2025年底结束后，2026年新政策迟迟未出台，使得市场对容量补偿、风物价差等价格因素的波动预期较强，影响了大资金的投资决策。而国家政策明确为长期制度后，各地据此出台的细则也将具备长效性，价格水平会在较长时间内保持稳定，不会出现大幅波动或持续退坡的情况。这对于央企等大资金而言，投资预期将更为清晰稳定，原本因价格波动风险持观望态度的投资方，如今可对相关项目的长期稳定收入形成明确预期，更利于开展投资布局。 ·投资态度转变过程：投资方更看重稳定而非高预期，容量电价稳定是核心稳定预期之一，但容量电价并非万能，还需考量地方价差及节点选择。2025年初，某五大央企之一的集团内部普遍倾向抽水蓄能，认为新型储能仅为适合分布式场景的边角料，部分人员虽反对上马抽蓄，但也不看好新型储能前景。2025年四五月份，集团内部分先知先觉者意识到新型储能的布局机会，提议布局储能，但多数人仍持否定态度，集团领导态度犹豫。2025年7月，远景等民企开始大规模布局独立储能，集团内部开始呼吁董事长布局新型储能，但保守派声音较强，呼吁影响力有限。2025年9-10月，集团普遍认识到抽蓄不可行，新型储能具备布局价值，9月首次在西安召开全集团新型储能专题会，明确提出要布局，但14万人的集团形成共识后，二级单位启动进度较慢。2025年底，一省一策的新政策出台鼓励储能布局，进一步推动态度转变，当前该央企储能装机占比已从2025年底的8.76%降至6.3%，市场份额被民企抢占，加剧了布局紧迫感。 ·2026年投资布局计划：作为清洁能源占比最高、动作最快的央企，该集团2026年将启动新型储能大规模投资布局，已明确将调节电源、绿电智联作为重点发展方向。针对当前部分二级单位仍存犹豫的情况，集团计划直接给二级单位下达储能布局指标，尤其要求北方省份抓紧推进，避免市场份额被进一步抢占。集团分管副总经理近期专门开会推动储能布局，强调相关资源属于不可再生资源，若不及时布局，后续将难以抢占市场。此前该集团用了近一年时间才在内部形成储能布局共识，当前仍有二级单位未完全落实，下达指标旨在倒逼推进，确保在储能赛道抢占优势节点。 ·峰谷价差长期趋势：峰谷价差的长期核心决定逻辑为最终缩小至市场中最便宜的调节电源可接受的价差。以不同省份装机结构为例，山东中午因光伏装机达9500万且负荷少，电价处于低位；晚上负荷达1亿，但风电仅2800万、核电500万、水电8万、抽蓄400万，叠加外电1000万，总供电能力仅4000多万，存在6000万的负荷缺口，需完全依靠火电填补，因此火电报价主导夜间电价，峰谷价差较大。广西晚上负荷为6000万，风电近3000万，叠加充足的核电、水电，风光水电已接近满负荷供应，火电几乎无发电和报价空间，峰谷价差较小。此外，三五年内新型储能规模难以快速扩张，山东当前新型储能仅1000多万，短期内无法填补负荷缺口，火电仍会在夜间发挥主导作用，峰谷价差仍将维持现有水平。整体来看，峰谷价差大小需结合各省装机结构和资源禀赋判断，北方省份因夜间供电缺口大，火电仍有定价权，峰谷价差相对较大；风光水电充足的省份价差则处于低位。 ·央企固投方向选择：当前央企固定资产投资面临双重压力：一方面发改委要求扩大固投，明确五大央企每年各需完成2200亿的投资额度，总规模超过国网；另一方面国资委要求保住500亿的年盈利目标，央企需在扩投资和保盈利间艰难平衡。在投资方向选择上，风电属于优质资源，但优质项目竞争激烈，难以获取；新型储能是调节电源中成本最低的品类，成为核心投资方向；抽蓄项目因前期已投入数亿资金，属于不得不推进的项目，甚至有意对外转让；燃气轮机因成本过高，实际投入较少；煤电因利用小时数持续下降，且2028年起碳配额将用光需缴纳高额碳税，被严控投资；绿电直连需等待一对一政策出台，待风险分散后再推进；核电也是重点投资方向之一。整体而言，央企在固投中优先选择收益稳定、成本可控的项目，新型储能凭借成本优势成为当前最具潜力的规模化投资品种，高成本、低收益项目则被严格控制或暂缓推进。 ·不同省份收益率对比：山东原有容量补偿实际到手约20元/千瓦·年，执行统一容量电价后，2小时储能对应收益约100元/千瓦·年，涨幅达5倍左右；山东电价价差为全国最大，叠加容量电价和现货价差，收益表现较好。河北原有容量补偿约100元/千瓦·年，执行统一政策后，若基准值为330，两小时储能对应金额约110元/千瓦·年，考虑系数后或与原有水平持平；若河北将基准值定为165，则对应金额可能降至50元/千瓦·年。内蒙原有政策收益高于国家统一政策，参考山东历史对煤电的政策（国家承担100，山东补充360，维持总额460不变），内蒙大概率采用补差额的方式保持政策延续性，即国家承担部分金额，剩余部分由地方补充，而非直接取消原有政策。 ·央企投资门槛与灵活性：央企投资储能项目的资本金内部收益率门槛为8%，此前新能源项目国资委曾允许收益率降至6.5%，但储能项目未获类似许可，仍执行8%的标准。政策执行层面，国家114号文提出清单制，但清单制存在较大操作空间，易引发权力寻租问题；山东2025年示范项目因举报难以推进，2026年已下放权力，由地方自主确定项目后省里审批，各省可自主选择清单制或像甘肃那样用容量供需系数控制项目。当前投资决策更侧重抢节点推进，即便碳酸锂等原材料价格上涨，也优先推动项目落地，后续再应对成本波动。 ·碳酸锂价格与产能趋势：碳酸锂价格近期上涨主要源于产能不足，而非原料短缺，2022年曾出现过更大幅度的涨幅。当前相关企业正积极扩产，如鲁北万润作为全国第二大电池正极材料企业，一期24万吨正极材料产能已投产，二期48万吨产能已完成土地整理即将开工，且储能项目不受地理条件限制，可多区域布局。长期来看，若碳酸锂价格持续处于高位，再生锂将逐步发展，类比再生铝占比约40%的发展路径，再生锂的出现将平抑碳酸锂价格波动。 ·可靠容量与容量市场过渡：电力现货市场建立后将逐步建立容量补偿机制，统一容量补偿的具体参数可通过数据测算确定。目前山东、甘肃可推进该机制建设，其中甘肃已落地。容量市场需在供给略大于需求时才能建设，否则会引发价格暴涨，例如2006年东北电力现货市场因供不应求导致价格大幅上涨。山西曾尝试容量市场试点但未获推行，当前阶段应推行统一容量补偿，待各省电力现货市场全面启动后再探索容量市场。 ·最优投资省份与投资逻辑：独立储能的年度投资指标属于核心保密信息，不便对外透露。央企储能投资以盈利为首要目标，投决会仅依据盈利数据决策，若碳酸锂、电池价格居高不下导致项目无盈利，则不会推进投资。从区域布局来看，秦岭淮河以北、长城以南且越往东的省份更适合开展储能投资。国家层面容量电价政策的出台，增强了新型储能对追求长期稳定收益资金的吸引力，解决了地方政策期限最长不超5年、易受领导更迭影响的不稳定问题，为央企提供了稳定的收益预期，成为重要的“定海神针”。

A: 电价属于国家事权，由国家发改委价格司制定框架，地方出台实施细则。国家层面容量电价文件无截止期，为长期政策；省级政策有效期最长5年。国家已出台的输配电价、现货电价等政策均持续执行未调整，容量电价作为长期政策不会变更；省级政策虽有期限，但国家支持下地方出台细则属于长期执行事项，不再短期调整。 A: 是的。地方在无国家支持时仅能出台临时性政策，国家认可后政策确定性提升。容量电价可为投资方提供稳定预期，但并非绝对，仍需结合地方价差及节点情况综合判断，公司会选择优质节点。 A: 某清洁能源占比最高的五大央企之一，2025年对新型储能的态度逐步转变：年初抗抽蓄、认为新型储能仅适合分布式；四五月份部分先觉者意识到机会；七月开始呼吁上独立储能；九月召开全集团第一次新型储能会，提出要干，各二级单位启动；年底政策推动下进一步明确方向；今年开始下指标布局，将调节电源、绿电智联作为重点方向。该央企是动作最快的央企之一，但仍需下指标推动二级单位，其储能装机占比从去年底的8.76%降至当前6.3%，因民企抢占市场而着急。 A: 容量电价出台后，项目布局更顺利，领导责任更清晰，只要找到合适节点且金电电价满足要求即可。 A: 发改委要求五大央企每年各投2200亿固定投资，国资委要求利润需达500亿。电源投资中，风电是优质资源但难获取；调节电源是必须布局的方向，其中新型储能是最便宜的拟投品种；抽蓄因已有项目投入不得不继续但意愿低；燃气轮机成本高投得少；煤电因利用小时数持续下降、2028年起需交碳税而严控。 A: 山东现行容量补偿电价约46元/千瓦·年，充电需缴纳约20元，实际有效收益约20元；若执行统一容量电价，两小时储能收益约100元，较现行增长约5倍。山东价差为全国最大，叠加容量电价及现货价差，储能项目收益率表现较好。河北若按相同计算方式，收益约110元，后续乘系数后约100元；若基准值降至165，收益将降至50元，收益率表现不及山东。 A: 根据国家114号文，此前政策不再适用，需执行新政策。山东省能源局表示将取消原有容量补偿电价，改用国家政策；历史上山东省对煤电容量电价采用补差额方式，原山东省直接给予460，国家给予100后，山东省补充360，总额保持460不变。内蒙古可能保留原有政策，或参考山东省补总额的方式，由国家给予部分，剩余部分由内蒙古补充，保持政策延续性。 A: 甘肃省此前文件包含供需系数管控要求，但征求意见稿与正式文存在调整；清单制存在权力寻租风险，山东省2025年因示范项目引发争议，2026年不再主导，改由地市制定后报省审批；甘肃拟通过供需系数管控，项目过多时降低系数；多数省份或仍采用清单制，因国家要求省自行制定清单。 A: 无特殊要求时一般为8%，各集团掌握标准不同且未发生变化。 A: 国家要求大力发展新能源，国资委同意将新能源投资收益率降至6.5%，各集团随之降低；新储能因国资委未明确要求，按常规标准执行。 A: 当前核心是抢节点推进，碳酸锂价格波动是常态；原料不缺，缺的是产能。鲁北万润反馈缺产能，公司计划扩产；储能项目不受地理限制。锂矿资源开采不夸张，价格高时再生锂会起来，再生锂成本可控。 A: 发改委将相关阶段分为计划经济、容量补偿、容量市场三段。计划经济阶段无法确定容量补偿，只能制定容量电价；电力现货市场启动后，可通过计算市场收益确定统一容量补偿，山东可建、甘肃已建容量补偿机制。当前处于统一容量补偿阶段，容量市场因不成熟暂不推进，山西容量市场试点未推进，仍推行统一容量补偿，需等各省电力现货启动后再建容量市场。 A: 独立储能投资指标为集团规划核心信息，属于定密内容，不便透露。 A: 我们对二级单位的要求是既要上量，又要以盈利为第一位，若无法盈利则无法投资。央企设有投决会，审议时专家仅依据数字判断，若投决失败，主要领导需追责。 A: 认为秦岭淮河以北、长城以南的省份比较适合，且越往东越好；另外请问调研的全国碳酸锂产能投产情况如何？ A: 地方政策存在期限限制及领导换届导致的不确定性，央企不追求超额利润、仅追求平稳收益；容量电价政策带来的平稳收益对央企而言至关重要。 A: 因国资委未明确规定，目前不敢降低投资收益率要求；当前资金成本很低，过往有项目但融资困难，四季度起融资能力无问题，但缺乏优质项目。