报告行业投资评级 - 看好 [1] 报告核心观点 - 国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号）旨在通过完善容量电价机制，引导调节电源投资，实现精准定价与平稳收益，为新型电力系统建设扫清制度障碍 [2] - 政策核心在于应对新能源转型中“供需错配”与现行机制“适配不足”的痛点，通过为煤电、气电、抽水蓄能、新型储能等调节性电源建立清晰、精准的容量价值补偿机制，破解其发展瓶颈 [2] - 机制通过“精准定价+稳定补偿”为发电主体构建可预期的收益框架，强化电力行业公用事业属性，推动行业从“周期博弈”向“价值稳定”切换，为板块长期估值重塑提供制度支撑 [2] 政策背景与动因 - 完善机制的底层动因源于新型电力系统转型中的矛盾：一方面，新能源已成为第一大装机电源类型，但其随机性、波动性强，必须依赖调节性电源“兜底保供”；另一方面，调节性电源“备而不用”的容量价值此前未得到充分保障 [2] - 现行机制存在三大突出问题：部分地区煤电利用小时数快速下降，原有容量电价对固定成本覆盖不足；抽水蓄能定价缺乏成本约束；气电、新型储能容量电价机制各省不统一，难以形成公平竞争环境 [2] 对不同调节电源的差异化优化 - **电网侧独立新型储能**：首次在国家层面明确容量电价机制，各地可结合当地煤电容量电价标准、储能放电时长、顶峰贡献等因素核定价格，放电时长更长、顶峰贡献更大的项目可获得更高补偿 [2] - **抽水蓄能**：采用“新老划断”策略，对633号文件后开工的电站实行“一省一价”，按弥补平均成本原则制定统一容量电价，电站自主参与市场，收益与用户分享，以倒逼降本增效 [2] - **煤电**：明确通过容量电价回收固定成本的比例不低于50%，折合每年每千瓦165元，直接增厚保供电源收益 [2] - **气电**：明确可参照煤电建立容量电价机制，填补政策空白，广东已率先按机组类型与调节能力分档定价，对高调节性及技术示范机组给予更高支持 [2] 机制关键突破：统一调峰补偿标尺 - 提出“建立发电侧可靠容量补偿机制”，以“机组顶峰时段持续供电能力”为核心标尺，未来电力现货市场连续运行后，无论煤电、气电、抽蓄或储能，均按此统一标准获得补偿 [2] - 该机制改变了此前“按电源类型定补偿”的碎片化模式，若顶峰能力相当即可获得同等补偿，公平反映各类机组对系统的实际贡献 [2] - 统一标尺引导投资理性化，例如新型储能需优化技术以提升放电时长与响应速度来获得更高收益，煤电可通过灵活性改造提升容量价值 [2] 对行业属性的影响 - 通过“精准定价+稳定补偿”为各类发电主体构建可预期的收益框架，显著强化电力行业的公用事业属性 [2] - 不同发电类型通过容量电价获得稳定“保底收益”，再叠加市场化电能量收益，盈利波动性降低 [2] - 从用户端看，调节性电源“成本上移（容量电价）+成本下移（电能量市场）”形成对冲，体现了公用事业“保民生、稳成本”的核心特征 [2] - 长远看，机制通过稳定投资预期，保障电力系统安全充裕并支撑新能源消纳，实现“安全保供、绿色低碳、经济高效”三重目标 [2] 投资分析意见与重点公司 - **煤电板块**：推荐煤电一体化带来稳定盈利空间的国电电力、内蒙华电、建投能源，电力端全产业链布局的广州发展，以及大机组占比高的华能国际电力、华电国际电力 [2] - **水电板块**：大水电梯级联调的增发效益下水电有望量利双增，分红稳定强化红利属性，推荐长江电力、国投电力、川投能源、华能水电、桂冠电力 [2] - 报告列出了公用事业重点公司估值表，包含火电、新能源、核电、水电等多个板块公司的代码、简称、评级、收盘价、未来三年EPS预测及市盈率等数据 [3]

资本市场政策动态 - 证监会拟扩大战略投资者类型，明确全国社保基金、基本养老保险基金、企业年金、商业保险资金、公募基金、银行理财等机构投资者可作为战略投资者，并界定其为资本投资者 [2] - 证监会拟明确战略投资者最低持股比例要求，本次认购上市公司股份原则上不低于5%，可根据持股比例参与公司治理 [2] - 证监会主席吴清表示，将更大力度培育耐心资本和推动中长期资金入市，以匹配产业发展的长周期需求 [3] - 监管层计划持续优化发行上市制度规则，提升再融资效率，激活并购重组市场，并完善上市公司分红回购和激励约束机制 [3] - 监管工作将聚焦深化资本市场投融资综合改革，抓紧推出深化创业板改革，持续推动科创板改革，促进北交所、新三板一体化高质量发展 [4] 上市公司监管与市场异动 - 锋龙股份公告，公司不涉及人形机器人业务，主营业务为园林机械、汽车及液压零部件，未发生重大变化，股票价格已严重脱离基本面，市盈率和市净率显著高于行业平均水平 [5] - 嘉美包装公告，公司不涉及机器人、扫地机器人相关业务，主营业务为食品饮料包装容器及灌装服务，公司2025年度预计净利润为8543.71万元至10442.31万元，同比下降53.38%至43.02%，股票价格涨幅达408.11%，已背离公司基本面 [6] - 本周（2月2日—2月6日）共有43家公司限售股解禁，合计解禁46.35亿股，按最新收盘价计算，解禁总市值为1035.11亿元 [15] - 解禁市值居前的公司包括：信达证券（448.79亿元）、中微半导（133.81亿元）、长江电力（121.51亿元）[15][17] - 解禁股数占总股本比例（解禁占比）居前的公司包括：宏海科技（79.44%）、信达证券（78.67%）、中微半导（57.77%）[15][17] 能源与电力行业政策 - 国家发改委、国家能源局联合印发通知，完善发电侧容量电价机制，覆盖煤电、气电、抽水蓄能，并首次在国家层面明确建立电网侧独立新型储能容量电价机制 [7] - 政策提出各地可结合实际提高煤电容量电价标准，并参照煤电建立气电容量电价机制，对近年新开工的抽水蓄能电站按弥补平均成本原则制定统一容量电价 [7] - 建立电网侧独立新型储能容量电价机制，将结合放电时长和顶峰时贡献等因素确定容量电价标准 [7] - 政策明确，各地电力现货市场连续运行后，将有序建立发电侧可靠容量补偿机制，对机组可靠容量根据顶峰能力进行补偿 [8] - 政策出台后，对居民、农业用户电价水平没有影响，对工商业用户的购电成本影响不大，有利于加快构建新型电力系统 [8] 变压器与半导体行业动态 - 全球AI算力建设进入爆发期，带动电力设备变压器需求，中国部分变压器工厂订单已排到2027年，美国市场交付周期从50周延长至127周 [9] - 2025年，中国变压器出口总值达646亿元，比2024年增长近36% [9] - 2026年1月，韩国出口半导体总金额达205亿美元（约合人民币1425亿元），同比暴涨超102% [11] - 芯片产业链涨价潮持续，国科微、中微半导、英集芯等国产芯片厂商相继发布调价通知，涨幅最高达80%，覆盖存储、MCU、模拟芯片等核心赛道 [11] 电信行业税收政策调整 - 财政部、税务总局发布公告，明确了适用9%增值税税率的货物及服务范围，自2026年1月1日起施行 [10] - 中国移动、中国联通、中国电信公告，在境内提供手机流量、短信和彩信、互联网宽带接入服务的业务活动，适用税目由增值电信服务调整为基础电信服务，对应增值税税率由6%调整为9% [10] 全球市场表现 - 1月30日，美股三大指数全线下跌，道指跌0.36%，标普500跌0.43%，纳指跌0.94% [11] - 黄金、白银价格大幅下跌，现货黄金价格一度下跌超过12%，最低触及4682美元/盎司，创40年来最大单日跌幅，收盘下跌9.25%报4880美元/盎司 [12] - 现货白银一度暴跌超过36%，创历史最大日内跌幅，最低下探至74.28美元/盎司，收盘下跌26.42%报85.259美元/盎司 [12] - 热门中概股多数下跌，纳斯达克中国金龙指数跌2.36%，哔哩哔哩、理想汽车、小鹏汽车跌超3%，阿里巴巴、网易、百度、京东跌超2% [12] IPO与新股发行 - 证监会同意北京维通利电气股份有限公司深交所主板IPO注册，同意苏州联讯仪器股份有限公司科创板IPO注册 [13] - 本周（2月2日—2月6日）有3只新股发行，包括爱得科技（申购代码920180，发行价417.67元）和易思维（申购代码787816，发行价55.95元）[13][14]

宏观经济与政策 - 2025年中国对外非金融类直接投资额为1456.6亿美元，同比增长1.3%[6] - 2025年在“一带一路”共建国家的非金融类直接投资额为396.7亿美元，同比增长17.6%[6] - 国家能源局表示，截至2025年底，中国可再生能源制氢项目累计产能超25万吨/年，较上年实现翻番[10] 金融市场动态 - 2026年1月30日，北证50指数下跌0.29%，北交所成交额为272.11亿元，较前一日减少24.92亿元[11] - 工商银行和建设银行宣布调整个人黄金积存业务规则，建行将定期积存起点金额上调至1500元[7] - 国家发改委与能源局发布通知，分类完善煤电、气电、抽水蓄能和新型储能的容量电价机制[8][9] 公司表现与事件 - 新股美德乐上市首日收盘价109.50元，较41.88元的发行价上涨161.46%[25][26] - 硅烷科技预计2025年净利润亏损9100万至1.35亿元，上年同期为盈利7767.33万元[21] - 汉维科技预计2025年净利润为400万至595万元，同比下降70.15%至79.93%[23]

报告投资评级 - 行业投资评级：**看好** [2] 报告核心观点 - 电力行业：在电力供需矛盾紧张的背景下，煤电顶峰价值凸显；电力市场化改革持续推进，电价趋势有望稳中小幅上涨，容量电价机制正式出台明确了煤电基石地位；伴随电煤长协保供力度加大，煤电企业成本端可控，电力运营商业绩有望大幅改善 [96] - 天然气行业：随着上游气价回落和国内消费量恢复增长，城燃业务有望实现毛差稳定和售气量高增；拥有低成本长协气源和接收站资产的贸易商可通过扩大进口或国际市场转售增厚利润 [96] 本周市场表现总结 - 截至1月30日收盘，本周公用事业板块下跌1.7%，表现劣于大盘（沪深300上涨0.1%）[4][12] - 电力板块下跌1.48%，燃气板块下跌3.20% [4] - 公用事业子行业中，火力发电板块下跌2.78%，水力发电板块上涨0.30%，光伏发电下跌4.53%，风力发电下跌2.49% [15] 电力行业数据跟踪总结 - **动力煤价格**：秦港动力煤(Q5500)市场价周环比上涨5元/吨至691元/吨；广州港印尼煤和澳洲煤库提价周环比分别上涨11.32元/吨和10.82元/吨 [4][20] - **动力煤库存与日耗**： - 秦港煤炭库存周环比下降5万吨至575万吨 [4] - 内陆17省煤炭库存周环比下降2.79%至8758.8万吨，日耗周环比下降0.81%至442.3万吨/日 [4] - 沿海8省煤炭库存周环比下降1.48%至3250.6万吨，日耗周环比下降7.94%至222.5万吨/日 [4] - **水电来水情况**：截至1月30日，三峡出库流量为9230立方米/秒，同比上升12.01%，周环比上升0.54% [4] - **重点电力市场交易电价**： - 广东日前现货周度均价325.42元/MWh，周环比上升2.76% [4] - 山西日前现货周度均价294.73元/MWh，周环比上升4.39% [4] - 山东日前现货周度均价334.33元/MWh，周环比大幅上升50.70% [4] 天然气行业数据跟踪总结 - **国内外天然气价格**： - 国产LNG出厂价格指数周环比上升1.33%至4045元/吨 [4][55] - 欧洲TTF现货价格周环比上升7.0%至14.12美元/百万英热 [4] - 美国HH现货价格周环比大涨19.4%至9.72美元/百万英热 [4] - 中国DES现货价格周环比上升2.6%至11.91美元/百万英热 [4] - **欧盟天然气供需及库存**： - 2026年第3周，欧盟天然气供应量63.4亿方，周环比上升4.6%，其中LNG供应占比50.6% [4][63] - 2026年第4周，欧盟天然气库存量544.89亿方，库存水平为42.9%，周环比下降4.45% [71] - 2026年第3周，欧盟天然气消费量（估算）118.2亿方，周环比上升0.8% [4] - **国内天然气供需情况**： - 2025年12月，国内天然气表观消费量385.70亿方，同比上升1.9% [4][77] - **2025年全年**，国内天然气表观消费量**4265.5亿立方米，同比增长0.1%** [5][91] - 2025年12月，国内天然气产量229.80亿方，同比上升5.4%；LNG进口量848.00万吨，同比上升18.8% [4][78] 本周行业重点新闻总结 - **容量电价机制改革出台**：国家发改委、能源局联合印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，将提高煤电容量电价标准，研究建立气电、抽水蓄能和新型储能的容量电价机制，以保障电力系统安全稳定运行和促进能源绿色低碳转型 [5][86] - **2025年发电装机数据**：截至2025年底，全国累计发电装机容量38.9亿千瓦，同比增长16.1%，其中太阳能发电装机同比增长35.4%，风电装机同比增长22.9% [86] 投资建议总结 - **电力板块**：建议关注全国性煤电龙头（国电电力、华能国际、华电国际）、电力供应偏紧的区域龙头（皖能电力、浙能电力、粤电力A等）、水电运营商（长江电力、国投电力、华能水电等），以及煤电设备制造商（东方电气）和灵活性改造技术公司（华光环能、青达环保） [5][96] - **天然气板块**：建议关注城燃及贸易商标的，如新奥股份、广汇能源 [5][96]

政策发布与背景 - 国家发展改革委与国家能源局联合印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，旨在完善煤电、气电、抽水蓄能容量电价机制，并首次在国家层面明确建立电网侧独立新型储能容量电价机制 [1] - 政策出台背景是我国新能源已成为第一大装机电源类型，但其随机性、波动性强，需配套建设调节性电源以保障电力系统安全平稳运行并促进新能源消纳利用 [1] - “十四五”时期已陆续建立煤电、抽水蓄能容量电价机制，部分省份探索了气电、新型储能容量电价机制，此次通知旨在通过制度性安排解决新出现的问题 [1] 现行机制面临的问题 - 部分地区煤电发电小时数快速下降，导致现行容量电价水平的保障力度出现不足苗头 [1] - 现行抽水蓄能容量电价机制对企业成本约束不足，不利于项目科学合理布局、降本增效与有序发展 [1] - 各地气电、新型储能容量电价机制原则不统一，不利于营造公平竞争的市场环境 [1] 新机制的核心内容 - 各地结合实际提高煤电容量电价标准，并可参照煤电建立气电容量电价机制 [2] - 对近年新开工的抽水蓄能电站，按照弥补平均成本的原则制定当地统一的容量电价 [2] - 建立电网侧独立新型储能容量电价机制，容量电价标准将结合放电时长和顶峰时贡献等因素确定 [2] - 各地电力现货市场连续运行后，将有序建立发电侧可靠容量补偿机制，根据机组顶峰能力按统一原则进行补偿，以公平反映不同机组对电力系统的顶峰贡献 [2] 政策影响与意义 - 建立可靠容量补偿机制有利于促进不同技术类型公平竞争，推动行业高质量发展，这也是成熟电力市场的通行做法 [2] - 政策对居民、农业用户电价水平没有影响，仍执行现行目录销售电价政策 [2] - 对工商业用户而言，调节性电源通过电能量市场回收的成本下降与通过容量电价回收的成本上升形成“一升一降”的对冲，因此购电成本影响不大 [2] - 完善发电侧容量电价机制，有利于加快构建新型电力系统，更好保障用户用电需求 [2]

政策核心内容 - 国家发展改革委与国家能源局联合印发通知，完善发电侧容量电价机制，首次在国家层面明确建立电网侧独立新型储能容量电价机制 [1] - 政策旨在通过制度性安排，推动调节性电源在顶峰时发电保供、平时为新能源让路，以保障电力系统安全平稳运行并促进新能源消纳利用 [1] - 政策出台后，对居民和农业用户电价水平没有影响，对工商业用户的购电成本影响不大，同时有利于加快构建新型电力系统 [2] 政策出台背景与动因 - 中国新能源已成为第一大装机电源类型，但其随机性和波动性强，必须配套建设一定规模的调节性电源 [1] - “十四五”时期已陆续建立煤电、抽水蓄能容量电价机制，部分省份探索了气电和新型储能容量电价机制 [1] - 现行机制面临新问题：部分地区煤电发电小时数快速下降，容量电价保障力度出现不足；抽水蓄能容量电价机制对企业成本约束不足；各地气电与新型储能容量电价机制原则不统一，不利于公平竞争 [1] 具体机制完善措施 - 各地结合实际提高煤电容量电价标准，并可参照煤电建立气电容量电价机制 [2] - 对近年新开工的抽水蓄能电站，按照弥补平均成本的原则制定当地统一的容量电价 [2] - 建立电网侧独立新型储能容量电价机制，结合放电时长和顶峰时贡献等因素确定容量电价标准 [2] - 各地电力现货市场连续运行后，将有序建立发电侧可靠容量补偿机制，对机组可靠容量根据顶峰能力按统一原则进行补偿 [2] 对行业的影响与意义 - 建立可靠容量补偿机制有利于促进不同技术类型电源公平竞争，推动行业高质量发展，是成熟电力市场的通行做法 [2] - 机制完善后，调节性电源通过电能量市场回收的成本下降，通过容量电价回收的成本上升，“一升一降”形成对冲 [2] - 该政策有利于加快构建新型电力系统，更好保障用户用电需求 [2]

文章核心观点 - 当前新型电力系统“源网荷储”发展的核心痛点是缺乏智能化、数字化底座，导致各环节碎片化发展，难以发挥体系化效能 [1][3] - 零碳园区建设是破解上述痛点、实现“源网荷储”智慧融通的重要载体和关键抓手，有望带动行业技术突破与体制机制创新 [1][3] 新型电力系统“源网荷储”现状与痛点 - 新型电力系统建设以“源网荷储”四位一体协同发展为核心方向，其中储能是关键环节 [1][3] - 行业当前并非缺乏储能设施，布局已逐步推进，但核心短板在于各环节未能实现有机、智慧的联通，缺乏统一的智能化、数字化底座 [3] - 缺乏统一底座导致数据、算法及资源优化配置无法有效融通，呈现“各干各的”碎片化发展态势，难以发挥体系化效能 [3] 零碳园区的角色与作用 - 零碳园区的创建是破解“源网荷储”碎片化难题的伟大创举，它搭建了一个真实的应用场景 [3] - 零碳园区能够将“源网荷储”各环节汇聚到统一平台，打破环节壁垒、实现协同联动，是推动其真正意义上融通发展的关键抓手 [3] - 唯有依托零碳园区这样的具体场景，才能让数据、算法充分发挥作用，实现资源优化配置，让“源网荷储”体系真正落地见效 [3] 零碳园区的落地路径与发展格局 - 落地核心路径是通过推进重大工程、打造重大场景，带动重大技术进步与创新，同时推动电网体制改革等体制机制改革 [4] - 国家近期大力推进零碳园区创建工作，正是这一思路的具体实践，此举将催生大量新技术，甚至是人工智能赋能下的颠覆性技术 [4] - 零碳园区的“源网荷储”融通，应率先打造海绵化、智慧化、流动化、柔性化的能源网络，在局部区域实现试点先行 [4] - 发展格局是“局部突破、全面推广”，即先在局部区域落地见效，再逐步推广至国家电网、南方电网覆盖的更广泛区域 [4]

文章核心观点 - 国家发改委、国家能源局联合发布的《关于完善发电侧容量电价机制的通知》标志着中国储能行业价格机制日趋完善，将加快推进储能行业高质量发展，有力促进新型电力系统构建 [2] 一、按照“存量保稳、增量促活”原则，完善抽水蓄能价格形成机制 - 现行抽水蓄能两部制电价机制存在难以引导电站管控投资节约全社会用电成本、机制执行灵活性不强、市场价格信号作用不足等问题，推进其市场化改革符合当前电力体制改革深化的要求 [3] - **存量保稳**：针对《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（633号文件）出台前开工的电站，授权省级价格主管部门继续按原文件办法核定或校核容量电价，并明确经营期满后的核价原则，旨在避免政策调整引发存量项目经营大幅波动，保障其作为电力系统“稳定器”与“调节器”的功能 [4] - **增量促活**：针对633号文件发布后开工的电站，设计了“统一容量电价+市场收益分享”的价格机制 [5] - **统一容量电价**：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，单位造价较低的项目预期可获得更多收益，有利于引导行业优选站址、加强投资管控、优化资源配置 [6] - **市场收益分享**：优化市场收益分享机制，增大市场收益在电站收入结构中的占比，由省级价格主管部门确定分享比例，引导电站收益结构从高比例容量电费转向多元化收益，激励其通过参与电力市场实现价值回收 [6] - 该政策有助于推动抽水蓄能行业实现从政策驱动向市场驱动的平稳转型，实现存量项目稳效能、增量项目提效率的双重目标 [6] 二、国家层面首次明确电网侧独立新型储能容量电价机制，“容量电价+能量收益+辅助服务”三位一体促新型储能发展 - 《通知》首次在国家层面明确电网侧独立新型储能容量电价机制，并创新实施“火储同补”模式，赋予其与煤电同等的容量主体地位，对稳定高比例新能源渗透下的电力系统、保障投资回报和推动储能发展具有重要意义 [7] - 容量电价机制：对服务于电力系统安全运行、未参与配储、纳入清单管理的电网侧独立储能电站，各地可给予容量电价，其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 [7] - 新政策构建了“容量电价+能量收益+辅助服务”的复合收入结构，既能获得稳定容量收入，又能获得电能量市场价差收益和辅助服务收益，将推动新型储能产业快速发展 [8] - 统一容量电价标准意味着不同储能技术路线将在统一规则下同台竞争，技术路线选择将从单纯的造价成本竞争转向多元的功能价值综合竞争 [8] - 飞轮、锂电池等中短时储能因持续时长有限，在容量电价补偿上不占优势，可能更适合高频次调峰调频服务 [8] - 液流电池、压缩空气等长时储能在容量价值方面更具优势，更适合日间削峰填谷 [8] 三、承受力评估和严格考核相结合，为储能电价机制改革行稳致远提供双重保障 - 政策从统筹平衡用户电价承受能力与加强容量电费考核监管两大维度，为改革筑牢实施根基 [9] - **用户电价承受能力评估**：建立评估制度，将评估结果作为新型储能规划、抽水蓄能核准的重要依据，促进各省区科学合理规划发展相关项目 [9][10] - **容量电费考核监管**：加强容量电费考核，引导机组提升生产运行水平，增强顶峰出力能力，确保电费收益精准流向真正发挥调节功能、实现价值输出的优质项目 [10] 结语 - 此次政策系统性完善，构建起“实施分类定价、强化市场导向、平衡承受能力、严格考核监管”的政策框架 [11] - 政策既立足抽蓄行业发展阶段性特征，兼顾存量稳定与增量市场化转型，又填补了电网侧独立新型储能容量电价机制的空白 [11] - 通过价格信号引导社会资本向高效储能领域集聚，提升电力系统调节能力与安全保供水平，并以用户电价承受能力评估结果为底线，平衡产业发展与用能成本的关系 [11] - 长远来看，政策将加速推动储能行业与电力市场深度融合，为能源结构绿色低碳转型和实现“双碳”目标提供坚实的价格政策支撑 [11]

政策核心内容 - 国家发展改革委与国家能源局联合印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，旨在引导调节性电源建设、保障电力系统安全、助力能源绿色低碳转型 [1] 机制分类完善要点 - 分类完善煤电、气电、抽水蓄能、新型储能的容量电价机制 [1] - 各地结合实际提高煤电容量电价标准，并可参照煤电建立气电容量电价机制 [1] - 对近年新开工的抽水蓄能电站，按照弥补平均成本的原则制定当地统一的容量电价 [1] - 建立电网侧独立新型储能容量电价机制，结合放电时长和顶峰贡献等因素确定容量电价标准 [1] 市场与补偿机制建设 - 各地电力现货市场连续运行后，有序建立发电侧可靠容量补偿机制，对各类机组根据可提供的顶峰能力按统一原则进行补偿 [2] - 结合电力市场建设和电价市场化改革等情况逐步扩展补偿范围，公平反映不同机组对电力系统的顶峰贡献 [2] - 推动抽水蓄能、新型储能公平参与电力市场 [2] - 优化煤电中长期市场交易价格下限 [2] - 鼓励供需双方签订灵活价格机制 [2] 政策影响与目标 - 政策对居民和农业用户电价水平没有影响，仍执行现行目录销售电价政策 [2] - 对工商业用户而言，调节性电源通过电能量市场回收的成本下降，通过容量电价回收的成本上升，“一升一降”形成对冲，对购电成本影响不大 [2] - 政策有利于增强电力安全保供能力，调动调节性电源建设积极性，提升顶峰出力，保障电力系统安全 [3] - 有利于促进调节性电源作用发挥，更好支撑新能源消纳利用，助力能源绿色低碳转型 [3] - 有利于推动调节性电源健康发展，引导企业科学合理布局、加强经营管理、降本增效、促进技术创新，高效建设新型电力系统 [3]

政策核心 - 国家发改委、国家能源局于2026年1月30日发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，旨在分类完善煤电、气电、抽水蓄能及新型储能的容量电价机制，并计划在电力现货市场连续运行后，有序建立基于机组顶峰能力的发电侧可靠容量补偿机制 [1] 政策背景与目标 - 中国新能源已成为第一大装机电源，但其随机性和波动性强，需依赖煤电、气电、抽水蓄能和新型储能等调节性电源进行配套 [1] - “十四五”期间已建立煤电、抽水蓄能容量电价机制，部分省份探索了气电和新型储能机制，通过提供“保底工资”保障系统安全运行并促进新能源消纳 [1] - 现行机制面临新问题：部分地区煤电利用小时数快速下降导致现有容量电价保障力度不足；抽水蓄能机制对企业成本约束不足；各地对气电和新型储能的原则不一致 [2] - 政策目标为适应新型电力系统建设要求，完善机制并适时建立可靠容量补偿机制 [2] 新型储能容量电价机制 - 首次从国家制度层面为电网侧独立新型储能建立容量电价机制，将其正式纳入发电侧容量电价体系，这是《通知》的最大亮点 [3][4] - 实施范围：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 [4] - 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），并考虑市场建设进展和系统需求确定 [4] - 此前独立储能主要依赖峰谷套利，盈利偏低制约了其规模化发展 [4] - 新机制预计将储能项目的内部收益率提升至8%-12%的健康区间，形成“容量电价+套利+辅助服务”的多元收益模式 [5] - 行业观点认为，2026年将成为独立新型储能市场化发展元年，完整收益版图（电能量市场、辅助服务市场、容量电价）已成型 [5] - 截至2025年12月底，全国新型储能累计装机规模达144.7 GW，同比增长85%，是“十三五”末的45倍 [5] - 2025年初的“136号文”已明确储能配置不再作为新能源项目核准、并网的前置条件，终结了“强制配储” [5] - 储能角色从过去的配套或备用电源，升级为构建以新能源为主体的新型电力系统中不可或缺的主角，其关键定位将在未来5-10年持续强化 [6] 煤电容量电价机制 - 《通知》要求各地按照2023年1501号文，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%，并可结合当地实际情况进一步提高 [7] - 这意味着煤电容量电价有望在目前基础上提高 [8] - 2023年建立的煤电容量电价机制，将煤电单一制电价调整为两部制电价，固定成本全国统一标准为每年每千瓦330元 [8] - 2024-2025年，多数地方执行30%的固定成本回收比例，对应容量电价约100元/千瓦·年；部分转型较快地区执行50%，对应约165元/千瓦·年 [8] - 容量电价标准的提升有助于提高煤电行业资产回报率，改善现金流，缓解利用小时数下降与固定成本刚性的矛盾 [8] - 同时可推动行业结构优化，加速低效小机组出清，促进灵活性改造，为煤电向灵活性电源转型提供商业模式支撑 [9] - 2025年全国6000千瓦及以上电厂发电设备累计平均利用3119小时，比上年同期减少312小时 [10] - 2025年上半年，煤电发电设备利用小时为2056小时，同比降低147小时 [10] 抽水蓄能容量电价机制 - 对2021年633号文出台前开工建设的电站，维持现行价格机制不变；对之后开工建设的电站，实行“一省一价”，由各地按弥补平均成本原则制定统一容量电价，同时电站自主参与电力市场，收益与用户分享 [10] - 此举预计让抽水蓄能项目内部收益率稳定在6%-8%，大幅覆盖固定成本，提振市场投资信心，促进其与新能源基地配套及与电化学储能形成互补 [10] - 抽水蓄能建设周期长、投资规模大，政策针对不同时期项目作出了差异化、过渡性安排 [11] 可靠容量补偿机制 - 《通知》明确将有序建立发电侧可靠容量补偿机制，并对可靠容量定义、补偿标准、范围等提出具体要求 [11] - 可靠容量指机组在电力系统顶峰时段能够持续稳定供电的容量，是衡量机组顶峰能力的“标尺” [11] - 未来将根据可靠容量这一统一“标尺”公平给予补偿，不再区分机组类型，有利于促进不同技术类型公平竞争，是成熟电力市场的通行做法 [11] - 政策推动电力市场从“电量为王”向“电量+容量”双轨制转型，预计将重塑电力投资格局，显著提升储能、煤电、抽蓄等调节性资产的吸引力 [12] - 促进多元调节资源协同运行，将持续降低系统弃风弃光率，为新能源装机占比超50%的新型电力系统筑牢支撑基础 [12]