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中信证券研究
图片来源：摄图网（AIGC）
1月30日，国家发改委、能源局发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，提出建立电网侧独立新型储能容量电价机制，有序建立发电侧可靠容量补偿机制，并对电力交易、电费结算、费用分摊等规则进行调整。中信证券研究部电新组和公众环保组对此发布各自观点
核心观点一览
电池与能源管理
1月30日，国家发改委、能源局提出建立电网侧独立新型储能容量电价机制。我们认为，国家级容量电价政策落地有助于稳定储能收入预期，激发业主投资积极性，对于国央企等客户投资决策的落地具有重要意义。随着136号文取消强制配储，储能行业从成本竞争转向价值创造，投资价值逐步显现。我们认为2026年国内储能装机有望高速增长，看好储能产业链相关的头部厂商。
公用环保
发电侧容量机制分类完善，推动调节性电源发展和促进新能源消纳。煤电提升容量电价同时放开中长期价格下限，产能过剩或使得部分高基准电价区域面临综合销售电价下行压力。抽蓄价格机制大改，新开工抽蓄项目收益获取更多依赖项目所在地的电力市场实际需求，行业投资开发将回归理性。储能方面，容量电价政策出台将成为独立储能发展的关键助力。受部分省市火电中长期电量电价在放开下限后可能进一步下探的影响，部分省市的核电市场电价或受冲击。对于新能源而言，调节性电源发展有助提升消纳和缓解电价下行压力。
点评
国家级容量电价政策落地，
看好储能高速增长
电池与能源管理行业储能重大事项点评
吴威辰 华夏 汪浩 柯迈 於学鑫 贾玉潇
▍建立发电侧容量电价机制，对调节性容量给予合理定价。
114号文的核心是分类完善发电侧容量电价机制，建立起覆盖煤电、天然气发电、抽水蓄能、新型储能四种能源类型的容量电价机制。1）针对煤电：文件要求将通过容量电价回收煤电机组固定成本的比例提升至不低于50%，可结合当地市场建设、煤电利用小时数等实际情况进一步提高；2）针对天然气：省级价格主管部门可对天然气发电建立容量电价机制，容量电价按照回收天然气发电机组一定比例固定成本的方式确定；3）针对抽水蓄能：国家发改委633号文出台前开工的项目，容量电价继续实行政府定价。文件出台后开工的项目，由省级价格主管部门每3-5年按经营期内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；4）针对新型储能：对服务于电力系统安全运行、未参与配储的电网侧独立新型储能电站，各地可给予容量电价。调节性电源的容量电费、可靠容量补偿费用。纳入当地系统运行费用，即传导至用户侧。
▍储能容量电价按煤电容量电价折算，各省份因地制宜确定补偿水平。
定量来看，新型储能容量电价水平以当地煤电容量电价标准为基础，根据顶峰能力按一定比例折算（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），并考虑电力市场建设进展、电力系统需求等因素确定。2023年发改委确定的煤电机组固定成本为每年330元/kW，文件要求2026年煤电机组回收比例不低于50%，对应各省份煤电容量电价不低于165元/kW。以全年最长净负荷高峰持续时长为6h为例，2h/4h储能电站对应的容量电价将不低于每年55/110元/kW。
▍容量电价带来收益高确定性，有望明显带动国内储能装机。
我们认为容量电价属于兜底收入，以100MW/200MWh储能电站为例，按系统+EPC合计1元/Wh计算，对应项目固定资本开支约2亿元。以55元/kW容量电价计算，则单个电站年容量补偿为550万元，运行20年合计1.1亿元，占固定资本开支的55%，回收大部分固定成本。从项目收益率角度看，我们测算55元/kW的容量电价可将项目全投资收益率从4.1%提升至6.3%，收益率提升明显。根据国家能源局披露数据，2025年国内新增新型储能装机183GWh，同比+84%，保持高速增长。我们认为随着国内储能容量电价机制的确立，2026年国内储能将继续保持高速增长态势。
▍容量可靠性成为考核指标，看好储能行业竞争格局优化。
文件提出，可靠容量补偿机制建立后，进一步从严加强考核，充分发挥容量电价引导作用。对未能达到考核要求的机组，应扣减容量电费或可靠容量补偿费用，具体由省级价格主管部门会同有关方面明确。以甘肃省发布的《关于建立发电侧可靠容量补偿机制的通知（试行）》为例，煤电机组、电网侧独立新型储能运行期间，不能按照调度提前下达的指令提供申报最大出力或放电时长的，月内发生一次扣减当月容量电费50%，发生二次扣减100%；全年有三个月扣减月度100%容量电费的，扣减全年容量电费。我们认为对容量可靠性的考核将使得业主提升对储能电芯、系统等产品质量的要求，利好优质储能产品得到合理定价，促进行业向头部集中。
▍风险因素：
储能行业需求不及预期；国内外政策超预期变化；逆全球化加剧，海外业务拓展不及预期；行业竞争加剧，竞争格局恶化风险；上游原材料价格大幅波动风险。
▍投资建议：
我们认为，国家级容量电价政策落地有助于稳定储能收入预期，激发业主投资积极性，对于国央企等客户投资决策的落地具有重要意义。随着136号文取消强制配储，储能行业从成本竞争转向价值创造，投资价值逐步显现。我们认为2026年国内储能装机有望高速增长，看好储能产业链相关的头部厂商：1）储能系统集成商；2）电芯供应商；3）PCS供应商。
煤核短期受冲击，抽蓄分化，
储能迎支撑
公用环保行业重大事项点评
李想 荣浩翔 朱翀佚
▍完善电价政策促进调节电源合理增长，促进能源转型。
新能源已经发展成为国内最大装机电源，装机结构变化需要调节性电源配套发展。前期，国家与部分地方政府已陆续出台火电、抽水蓄能、新型储能相关的容量电价或容量补偿政策，以刺激各类调节电源加速发展。从实际执行情况来看，现有容量电价制度存在保障力度不足、抽水蓄能发展过热、气电及新型储能在不同区域电价制定原则不统一等问题。此次《通知》针对上述问题出台相应完善政策，分类完善煤电、气电、抽水蓄能、新型储能容量电价机制，适时建立发电侧可靠容量补偿机制，更好保障电力系统安全稳定运行，助力能源绿色低碳转型。
▍火电：容量电价回收比例如期提升，煤电中长期价格下限实质性放开。
此次《通知》再次明确，2026年起各省市煤电通过容量电价回收固定成本比例提升至不低于50%，并要求各省结合当地市场建设、煤电利用小时数变化情况可进一步提高。与此同时，国内煤电中长期交易价格仍执行20%的浮动上限，但不再统一执行基准价下浮20%的价格下限，由各省市自主调整，这意味着国内各省市的火电中长期电价向下浮动实质性完全打开。
▍抽水蓄能：容量电价机制大改，行业发展有望回归理性。
2021年，《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（633号文）提出按全国统一6.5%资本金回报率核定抽水蓄能电站容量电价，推动抽水蓄能行业投资热情大幅提升，2021~2025年全国核准抽水蓄能装机规模超1.9亿千瓦。按照全国统一的资本金回报率核定抽蓄电价，会导致企业成本约束不足、项目布局不合理、无序发展等问题，因此本次《通知》规定633号文出台后开工的抽蓄电站，由省级价格主管部门每3~5年按经营期内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，抽水蓄能电站自主参与电能量、辅助服务等市场，获得的市场收益按比例由电站分享，分享比例由省级价格主管部门确定。
▍新型储能：首次明确全国性容量电价机制，经济性提升刺激加速装机。
近年来，内蒙古、甘肃等多个区域因当地容量&调节能力不足，出台了电网侧独立新型储能容量电价或充放电补偿机制，以刺激电网侧储能投资提速。此次《通知》要求各省以当地煤电容量电价标准为基础，结合顶峰能力、放电时长、系统需求等因素确定电网侧储能容量电价水平，即与当前甘肃、宁夏采用的模式类似。参考当前甘肃的电网侧储能电价机制，电网侧储能项目补偿标准按照330元/kW·年为基础，并按照放电时长覆盖6小时负荷高峰期比例、当地可靠容量供需系数70%~80%进行折算，对应2025年容量电价度电收益在0.12元/Wh左右。
▍风险因素：
用电需求不及预期；市场化电价大幅下降；容量电价政策落地慢于预期；容量电价水平低于预期；电力市场改革推进缓慢。
▍投资策略。
由于目前火电行业处于产能过剩周期，虽有此次电价政策调整后煤电容量电价提升，但中长期价格下限放开后，高电价&产能过剩区域的火电综合销售电价或面临进一步下行压力。随着新政出台，新开工抽蓄项目收益获取更多依赖项目所在地的电力市场实际需求，行业投资开发将回归理性，区域发展也将面临分化。储能方面，我们预计当前新能源占比较高、调节能力不足的西北地区对新型储能需求较为旺盛，容量电价政策出台将成为独立储能发展的关键助力。核电方面，受部分省市火电中长期电量电价在放开下限后可能进一步下探的影响，部分省市的核电市场电价或受冲击。对于新能源而言，调节能电源发展有助提升消纳和缓解电价压力。
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责任编辑：凌辰
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