推动新能源大基地与储能协同高质量发展--114号文件的深度思考
春节假日即将结束股市开市，那么新年的电力行业政策需要重新审视，以确定未来投资策略和方向。
电力行业作为国民经济的基础性、战略性产业，其政策设计直接决定行业发展质量、投资信心与系统安全。近年来，我国电力政策频繁调整、补丁叠补丁，虽短期缓解了阶段性矛盾，却因缺乏顶层统筹、长期考量和细节严谨性，导致行业预期飘忽、资本畏投、实操遇阻。2026年出台的114号文（《关于完善发电侧容量电价机制的通知》），在统一各类电源的可靠容量电价，但在对接新能源大基地这一国家战略场景时，充电费用“一刀切”的设计留下明显政策缺憾，与严谨、务实、长期主义的政策导向存在偏差。本文结合行业实操痛点与国家战略导向，剖析114号文核心缺憾，提出精准可行的优化建议，推动政策与行业发展、国家战略同频共振。
一、行业痛点：政策摇摆背离重资产属性，长期主义缺失制约发展
电力行业具有“重资产、长周期、强系统、低收益”的核心特征，新能源大基地、抽蓄、独立储能等项目投资回收周期达15-25年，对政策稳定性、预期明确性要求极高。但近年来，电力政策的频繁调整的导向飘忽，已成为行业高质量发展的核心瓶颈。
从实践来看，诸多政策本质是“应急补丁”而非长效制度：2021年缺电背景下，火电容量电价按成本比例核定，仅能“救急保生存”，未兼顾长期市场化调节价值；136号文件实施机制电价，虽然暂缓了新能源发电市场环境下竞争劣势，但是差价补贴造成了巨大系统运行费用，新能源调节能力差并没有得到有效解决；抽蓄领域，633号文以费用豁免鼓励装机，114号文转向“一律视同用户缴费”，增加了充电电量的输电成本、系统运行费用、线损，政策的多变再次出现。
凡此种种，政策设计缺乏系统性、连贯性和严谨性，这种“危机驱动”而非“制度驱动”的导向，与电力行业长期发展需求相悖，最终损害行业信心、投资积极性，让投资者无所适从。
二、114号文核心缺憾：大基地储能政策错位，制约战略落地与行业活力
114号文的核心目标是统一的可靠容量电价机制，引导各类可靠容量电源的协同发展，导向符合新型电力系统发展方向。但该文件对独立储能充电费用采取“一律视同用户”的一刀切模式，未对接新能源大基地国家战略，形成明显政策缺憾，既不合理也不利于长期发展。
（一）114号文相关规定的实操痛点
114号文明确，独立储能充电时视作用户，需缴纳线损费、系统运行费、输配电价，发电时退减对应输配电费。这一规定看似统一规则，却忽视了大基地配套储能的特殊性，大幅增加业主成本，制约储能调节价值释放。
实操中，考虑存量和不断增加的新能源发电量，系统运行费用很快会来到0.08-0.15元/kWh，独立储能充电环节各类费用合计将抬高成本。大基地配套储能的核心功能是平滑新能源出力、保障外送安全，充电电源主要来自基地内部新能源，而非电网购电，却仍需全额缴费，导致峰谷价差收益被大幅吞噬，项目IRR显著下降；加之大基地需要跨区域送电，独立储能盈利难以保证，投资积极性受到严重抑制。
（二）政策缺憾的核心根源：战略适配不足与逻辑错位
114号文的缺憾并非细节疏忽，核心根源在于三点：
一是未对接大基地战略定位。新能源大基地是实现“双碳”目标、保障能源安全的核心载体，其配套储能是电源侧调节的重要组成，与普通用户用电有本质区别，114号文视同普通用户收费，导致政策与国家战略脱节。
二是场景界定逻辑错位。大基地配套储能通过场内直连充电，不经过主网、不占用输配电资源、不产生电网线损，本质是“发储闭环”自我调节，而非电网购电，114号文未区分场景统一收费，违背“谁占用、谁承担”的公平原则。
三是忽视实操与长期适配性。为快速统一规则、堵住套利空间，114号文过度追求“一刀切”，未论证场景差异和长期需求，导致政策与实操脱节，抑制独立储能调节价值释放，不利于新型电力系统建设。
（三）对大基地电源侧配套储能特殊意义没有体现
大基地新能源大部分要靠特高压外送，新能源出力不控制且集中的特点，造成特高压利用率不高，在储能没有跟进的情况下，只能配额火电上网电量，一是平滑曲线，二是提升利用率但是对特高压输送新能源电量而言并没有意义。科学合理的政策设计，让储能在上网特高压前发挥调节作用，可以极大的提升特高压输送新能源的能力，新政在设计上没有考虑大基地储能的特殊含义，实为新政的缺憾。
三、优化路径：立足长期 务实施策，实现政策与战略、实操的精准适配
好的电力政策需遵循严谨、务实、长期主义思路，兼顾市场公平与战略需求。针对114号文缺憾，结合行业实际，提出以下优化建议，聚焦大基地配套储能差异化费用安排，实现三方共赢。
（一）核心优化原则：场景区分 逻辑闭环 长期适配
优化需坚守三大原则：一是场景差异化，严格区分场内直连与电网购电充电，避免一刀切；二是逻辑闭环，坚持“谁占用、谁承担”，堵死套利空间；三是长期适配，确保政策5-10年可用，稳定行业预期。
（二）具体优化方案：明确边界 精准施策 务实落地
围绕上述原则，提出四点实操性优化方案：
1. 明确物理边界与计量标准：界定场内直连充电为“专用线路接入基地汇集站、电源来自基地内部、不经过主网计量”，由三方验收出具认证作为减免依据；电网购电充电需通过主网计量，按规则结算。
2. 场内直连充电“三费全免”：大基地配套储能场内直连充电，免收输配电价、线损费、系统运行费及政府性基金，此类充电不占用系统资源、反而提升系统灵活性，不应承担额外费用。
3. 电网购电充电按现行规则执行：仅当基地新能源出力不足、储能从主网购电时，按114号文规定缴费，保障市场规则统一，杜绝套利。
4. 明确直连工程投资责任：场内直连专用线路、汇集设备等工程，由新能源与储能业主按比例共担，不占用电网投资，保障政策公平可持续。
5.统一新能源配储政策，存量的新能源配储在符合条件的情况纳入可靠容量电价范围，享受可靠容量电价机制。
（三）优化方案的核心优势：兼顾战略、效率与公平
该方案并非特殊优惠，而是纠正逻辑错位，核心优势有三：
一是对接国家战略，推动大基地高质量发展，降低储能运营成本，提升投资吸引力，助力基地实现“发得出、送得走、消纳好”。
二是释放储能调节价值，降低全网系统成本，同等资金投入下，直连储能调节效率远超分散储能，可减少波动、降低火电调峰成本，实现系统最优。
三是政策界面清晰、预期稳定，以物理边界区分收费标准，计量监管可行，帮助投资者精准测算收益，破解“重资产、预期乱”痛点。
四、结语：以长效制度护航新型电力系统高质量发展
电力行业高质量发展，离不开严谨、务实、长期主义的政策护航。114号文“一刀切”的充电费用设计，虽有统一规则的初衷，却忽视大基地战略特殊性，留下政策缺憾。
本文提出的“场内直连充电三费全免、电网购电充电正常缴费”方案，立足实操痛点、对接战略需求，既纠正政策逻辑错位，又实现政策、战略、效率共赢，是符合新型电力系统方向的最优选择。
近年来电力政策调整的核心教训是：不能只应急不谋长远、只讲统一不讲差异、只算眼前账不算系统账。未来，政策设计需强化顶层统筹、注重细节严谨，精准对接战略与行业需求，兼顾各方利益，推动电力行业高效、安全、可持续发展，为“双碳”目标与能源安全筑牢制度根基。
五、延伸思考
实现电力转型首先要提升电网调节能力，增加具有调节能力的电源容量，新能源机制电价靠补贴解决新能源生存，这个方案开错了药方，大幅度增加系统运行费用，对电网调节能力提升毫无帮助，可以预测136号文件难以长期存续，很快需要修补或其他政策取代。新能源国补项目补贴还在累计，要收支平衡至少是五年以后，只是欠账挂在账上。现在又多了机制电价场外差价补贴，这个包袱要直接加在用户身上，且不能延后迟延，增加系统运行费用已经显现，不少省份进入2026年后系统运行费用翻倍，且会随着新能源装机不断增加而大幅攀升，迟早会成为全网不能承受之重。
抽水蓄能就此戛然而止，各类可靠容量电源同台竞争，抽蓄毫无胜算，这是我们一直坚持的判断，114号文件对以后开工的抽蓄可能取消633号的容量电价政策，加速抽蓄项目的止步时刻的到来，没有人再会面对极大的政策不确定性去搞抽蓄。633号文件以后开工的抽蓄，由于抽水电量要市场化交易获取，114号文件后，要支付系统运行费用、输电线损、发电与抽水电量差额部分的输电费用，加之抽蓄本身抽发效率较低，抽水电量要高于发电电量25%，抽蓄项目电量市场化交易盈亏具有不确定性，不要惯性的认为这一交易必然盈利，也有可能亏损，特别是当独立储能有了容量电价，峰谷套利需要的差价也大幅变小的趋势下；另外全省统一的容量电价政策，对抽蓄项目资源和投资管控提出更高的要求，容量电价不再取决于项目本身，而要看全省的抽蓄的投资造价水平，但总体风险可控。难的是现在处于前期的抽蓄项目，进退两难，介入越深投入越多的项目越难办，一个抽蓄项目开工前投入不是一个小数目，这样的情况可能南网储能和三峡集团较多，其他公司可能还好。
与前述关于大基地储能政策建议相关，集中式新能源项目也存在114号文件如何落地问题，核心都是如何将系统费用的投资效率最大化，为136号文件的退出创造条件，136号文件面临出台就要退坡尴尬局面。
总之，114号文件后政策不会停下过往多变的脚步，反倒是面临重新整合新课题，比如114号文件如何实操，136号文件或出现退坡，新能源盈利模型如何建立，独立储能投资方向在哪里，2026投资电力股票必须密切关注政策后续演绎情况，必须关注供需关系，除整体的供需形势外，更要关注投资股票本身消纳区域的供需，善变的政策并不可靠。另外，如果114号文件落地方案给力，新型储能可能面临历史性机遇。大盘对行业和个股肯定是有影响的，但大盘如何说不好，但从电力行业本身面临政策和供需看，2026年是不确定性极高的一年，也许2027年半年可以看出端倪。