智通财经APP获悉，中国银河证券发布研报称，新型储能装机的持续增长，有望增强电力系统调节能力，进一步打开新能源消纳空间。综合来看自发自用电量仍有望对绿电直连项目构成经济性上的利好，刺激新能源发电开拓用户侧应用场景，减轻来自大电网的擎时。近期可再生能源补贴发放加快+各省136号文逐步落地+新型储能建设加码打开消纳空间+绿电直连开拓用户侧应用场景四重催化下，重视新能源运营商的价值重估。与此同时，关注火电、水电、核电等传统电源可靠性和灵活性价值的持续兑现。

中国银河证券主要观点如下：

新型储能收益模式不断理顺，27年装机目标1.8亿kW

发改能源(2025]1144号文推动建立新型储能“电能量市场赚取价差+辅助服务+容量补偿”三重收益模式。其中：1)推动“新能源+储能”作为联合报价主体，一体化参与电能量市场交易;具有法人资格的新型储能项目，作为独立主体参与电能量市场：有序推动新型储能参与中长期市场。2)有序引导新型储能参与调频、备用等辅助服务市场，鼓励各地区因地制宜研究探索爬坡、转动惯量等辅助服务品种。3)推动完善新型储能等调节资源容量电价机制，有序建立可靠容量补偿机制。伴随收益模式的理顺，文件明确到27年全国新型储能装机规模达到1.8亿千瓦，较25年6月末的0.95亿千瓦存在接近翻倍的空间。新型储能装机的持续增长，有望增强电力系统调节能力，进一步打开新能源消纳空间。

绿电直连费用承担细则落地，促进新能源发电就近消纳

2025年5月21日，国家发改委、国家能源局印发《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》，指出绿电直连项目应按相关规定缴纳输配电费、系统运行费用、政策性交叉补贴、政府性基金及附加等费用。此次发改价格[2025]1192号文明确：

1)输配电费：项目实行按容(需)量缴纳输配电费，下网电量不再缴纳系统备用费、输配环节的电量电费。月度容(需)量电费-按现行政策缴纳的容(需)量电费+所在电压等级现行电量电价标准×平均负荷率×730小时×接入公共电网容量。可理解为原来输配环节的电量电费折算成容量电费继续缴纳。2)系统运行费用等：暂按下网电量缴纳系统运行费，逐步向按占用容量等方式缴费过渡;暂免缴纳自发自用电量的政策性交叉补贴新增损益。

综上所述，自发自用电量部分节省了系统运行费用(以江苏为例达到0.0581元/kwh)，但新增了直连线路的输电成本(以江苏两部制110kV数据为例，电度输配电价为0.0857元/kwh;考虑到直连线路的距离优势，输电成本应明显低于这一水平)，该行认为综合来看仍有望对绿电直连项目构成经济性上的利好，刺激新能源发电开拓用户侧应用场景，减轻来自大电网的擎时。

重视传统电源的可靠性和灵活性价值

发改能源[2025]1171号文指出探索建立发电机组可靠容量评估机制，综合考虑发电机组类型、出力特性、厂用电率、检修停机等因素，科学评估各类型机组及新型储能的容量系数，客观反映其对电力系统发电容量充裕度的实际贡献。在此基础上，建立容量补偿机制，对电力系统可靠容量给予合理补偿。基于此，该行认为容量补偿政策未来或有望在更大范围内推行，具备高可靠性的传统电源，如火电、核电、大水电等均有望受益。除此之外，文件指出要加快完善中长期市场交易机制，逐步实现月度、月内等较短时间尺度中长期交易限价范围与现货市场限价贴近：同时支持新能源、核电企业与电力用户签订多年期协议。该行认为此举有利于火电、大水电等具备调节能力的电源价值的进一步体现，以及核电长期收益的稳定。

风险提示：政策执行力度不及预期的风险;资源条件不及预期的风险;煤炭成本大幅上涨的风电;上网电价下调的风险等。

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