核心观点 - 国家发改委、能源局发布114号文，完善发电侧容量电价机制，核心在于提升煤电容量电价回收比例，并将新型储能、气电、抽水蓄能全面纳入容量补偿框架，旨在增强调节性电源收入确定性，并建立对系统顶峰贡献的公平付费机制 [1][2] 煤电容量电价机制完善 - 煤电容量电价回收固定成本的比例由2024-2025年的30%左右提升至不低于50% [2] - 预计2026年煤电平均容量电费收益将从0.027元/kWh提升至0.040元/kWh [2] - 配套政策允许各地适当调整煤电中长期交易价格下限，并放宽中长期合同签约比例，鼓励签订灵活价格机制 [2] 容量补偿机制扩围至多元主体 - 电网侧独立新型储能：首次纳入容量补偿范围，标准参照当地煤电，根据顶峰能力折算 [3] - 补偿对象为服务于电力系统安全运行且未参与配储的电网侧独立电站 [3] - 顶峰折算比例为“满功率连续放电时长/全年最长净负荷高峰持续时长”，该比例最高不超过1 [3] - 实行清单制管理，具体项目清单由省级能源及价格主管部门联合制定 [3] - 抽水蓄能：采取“新老划断、分类施策”原则 [3] - “老电站”（2021年633号文前开工）按原文件核定电价，经营期满后重新核价 [3] - “新电站”（633号文后开工）由省级价格主管部门每3至5年制定一次省级统一容量电价 [3] - 鼓励新电站参与市场，市场收益按比例由电站分享，其余部分冲减系统运行费用 [3] - 天然气发电：省级价格主管部门可建立容量电价机制，按照回收机组一定比例固定成本的方式确定 [3] 可靠容量补偿机制的建立方向 - 可靠容量定义为机组在全年系统顶峰时段能够持续稳定供电的容量 [4] - 电力现货市场连续运行后，将适时建立可靠容量补偿机制替代原容量电价，补偿标准以弥补边际机组未回收固定成本为基础 [4] - 新能源装机占比高、可靠容量需求大的地区应加快建立该机制 [4] - 补偿范围涵盖参与市场的煤电、气电、独立新型储能等，并逐步扩展至抽水蓄能，推动容量贡献价值统一评价，已获其他容量电价或政府定价的不重复补偿 [4] 行业影响与投资建议 - 调节性电源：煤电、气电及抽水蓄能运营商受益于固定成本回收比例提升及市场收益分享机制 [4] - 独立新型储能：容量电价落地将显著改善独立储能电站的收益模型，利好优质储能资产运营 [4] - 新能源：调节性资源支撑新型电力系统建设，支持保障新能源消纳 [4] - 建议关注标的包括：火电领域的华能国际、华电国际；抽水蓄能领域的南网储能；新能源领域的龙源电力、三峡能源、中闽能源 [4]