政策核心与影响 - 国家发改委与国家能源局发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》[1] - 新机制将分电源完善容量电价，增强调节型电源盈利稳定性并有望推动其价值重估[1] - 容量电价通过稳定调节型电源收益预期，增强其建设积极性和顶峰出力能力，从而为新能源消纳提供更强支撑，并打开新能源装机增长空间[1] 火电行业观点 - 推荐区域布局多元的全国性公司[1] - 推荐2026年电价降幅相对较小的北方电厂[1] 水电行业观点 - 2026年市场化电价下降对水电公司业绩的影响有限[1] - 建议关注股息率处于阶段性高位的大水电资产公司[1] - 建议关注电价相对稳定、资产注入打开中长期成长空间的水电公司[1] 核电行业观点 - 核电短期市场化电价压力仍存，期待电价机制进一步理顺[1] - 核电中长期维度成长性较为确定[1] 新能源行业观点 - 在2026年全面入市背景下，新能源电价仍有下行压力[1] - 建议优选消纳和电价有支撑的风电资产[1] - 建议关注布局绿色氢氨醇、打造第二增长曲线的新能源公司[1]

核心观点 - 新型储能被纳入容量电价机制 标志着独立新型储能完整收益版图成型 通过电能量 辅助服务 容量电价三大板块协同 2026年将成为独立新型储能市场化发展元年 [2] 政策演变与影响 - 2026年1月30日 国家发展改革委 国家能源局发布“114号文” 首次规定建立电网侧独立新型储能容量电价机制 [2] - 容量电价机制最初于2023年底针对煤电机组建立 旨在补偿其为电网稳定安全运行提供的支撑 [2] - 2025年初 相关政策明确不得将配置储能作为新建新能源项目核准 并网 上网等的前置条件 此举将导致原本占储能项目总收益近50%—60%的容量租赁收益逐渐取消 [3] - 容量租赁收益的取消 叠加当前电力市场建设成熟度有限 储能充放电价差较低 使得储能电站仅靠电能量和辅助服务市场收益难以覆盖投资和运营成本 [3] 行业现状与数据 - 当前国内投运的新型储能项目中 用于容量租赁的独立储能项目和新能源配储项目占据绝对主力 [3] - 2025年 二者合计新增装机近60GW 同比增长50% 占全国新型储能新增装机量的90% [3] 容量电价机制细则 - 新型储能电站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 [4] - 根据甘肃省发布的试行文件 甘肃省可靠容量补偿标准暂定为每年每千瓦330元 按此推算 一座典型的100MW储能电站每年可获利超千万元 [4] 对市场参与者的建议 - 对于项目投资运营方而言 容量电价机制的出台不代表可以“躺平” 需要研判区域容量供需形势 杜绝盲目跟风投资 科学平衡电能量 辅助服务与容量收益的关系 [4] - 对于地方政府而言 需立足区域能源资源禀赋与电力系统需求 做好各类调节性资源的统筹规划 提前开展需求发布与风险预警 避免“一哄而上” 防范“一哄而散” [4]

政策环境与市场机遇 - 国家层面首次明确电网侧独立储能的容量电价机制，这是构建“电能量、辅助服务、容量”三位一体新型电力市场的关键长期制度 [2] - 容量电价机制显著提升了独立储能电站的投资吸引力与商业模式的可持续性 [2] - 随着各省电力市场化政策持续落地，市场对独立储能电站的电力交易托管运营诉求将显著提升 [2] 公司业务模式与核心优势 - 为独立储能客户提供电力交易托管运营服务、储能智慧能量管理系统（EMS）及并网控制等软件产品 [3] - 交易托管模式通过多维度核心数据构建电力市场预测体系，帮助电站在容量电价基础上，通过对比询优获得最佳收益 [3] - 核心优势体现在交易决策辅助、精准智能调控与全方位运营保障服务三方面 [4] - 在交易决策辅助方面，公司整合海量电力市场数据，通过自研“旷冥”新能源大模型及AI算法，实现高精度的新能源出力、负荷与电价预测 [4] - 在精准智能调控方面，自研的储能智慧能量管理系统（EMS）在安全预警管理和控制响应速率方面具备显著优势 [4] 技术研发与应用 - 公司自主研发“旷冥”新能源大模型，并已迭代至3.0版本 [6] - 研发基础包括超过15年的新能源场站功率预测数据积累、百余名算法/气象/数据工程师及数十位博士专家团队，以及多套HPC与GPU集群构建的高性能算力底座 [6] - 在功率预测与电网管理业务中，大模型技术细化了对风速、风向及地面光伏辐照度等气象要素的预测颗粒度，并提升了极端天气的精准预测识别能力 [6] - 在电力交易领域，大模型与新能源发电侧、独立储能、售电侧等场景结合，为客户实现了电力交易收益的显著提升 [6] 战略投资与合作 - 投资萨纳斯智维（青岛）电力有限公司，主要考量在于业务互补性 [6] - 公司侧重运营策略制定及执行，萨纳斯智维专注于风电/光伏/储能等资产建设及设备运行维护，双方合作可为客户提供从建设、运维到运营策略及收益兑现的全链条服务 [6]

行业市场表现 - 2026年2月3日午后，化学制品、化纤等行业震荡走强，中证细分化工产业主题指数强势上涨2.18% [1] - 指数成分股表现突出，浙江龙盛上涨5.99%，宏达股份上涨5.74%，光威复材上涨5.50%，博源化工、和邦生物等个股跟涨 [1] 关键公司业绩与动态 - 天赐材料2025年第四季度业绩超预期，单季净利润达9.3亿元，同比增长536%，环比增长507% [1] - 公司业绩增长主要受益于核心产品六氟磷酸锂价格从年初6.3万元/吨大幅上涨至年末16.7万元/吨，涨幅达164% [1] - 电解液年度销量突破70万吨，实现满产运行，并与瑞浦兰钧、中创新航等头部电池企业签订多项大额订单 [1] 行业政策与产业催化 - 新型储能作为电力系统关键调节资源，其经济性正随全国性容量电价机制落地而显著改善 [1] - 《关于完善发电侧容量电价机制的通知》首次明确可靠容量补偿标准确定原则，有望推动各类调节性电源公平竞争，并可能提升长时储能需求 [1] - 新电价机制将带动火电盈利模式向资产型转变，度电容量收入有望边际增厚，抽水蓄能则在新老划断机制下实现稳中提质 [1] 指数与产品信息 - 截至2026年1月30日，中证细分化工产业主题指数前十大权重股合计占比44.82% [2] - 前十大权重股分别为万华化学、盐湖股份、藏格矿业、天赐材料、华鲁恒升、恒力石化、巨化股份、宝丰能源、云天化、荣盛石化 [2] - 化工ETF嘉实(159129)紧密跟踪该指数，聚焦行业“反内卷”背景下的新一轮景气周期 [2] - 场外投资者可通过化工ETF联接基金(013527)关注化工板块投资机遇 [3]

文章核心观点 - 全国性容量电价机制框架落地 将推动新型储能经济性改善、火电盈利稳定性提升及抽水蓄能稳中提质 预计2026年新型储能需求将保持高景气增长 并带动产业链各环节盈利改善 [1][3] 历史沿革与政策演进 - 全国性容量电价政策最先由抽水蓄能探索 后因缺电扩大覆盖至燃煤发电 [1] - 地方层面容量电价机制实践始于针对天然气机组的机制设计 [1] - 针对新型储能 多省自2023年起积极探索多样化容量机制 出台了面向独立储能的容量补偿政策 但具体实施细则各异 [1] - 2026年1月30日 国家发展改革委等部门发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》 强调分类完善煤电、气电、抽蓄及新型储能容量电价机制 并首次明确可靠容量补偿标准确定原则 推动从“分类补偿”向“同工同酬”有序扩展 [2] - 多省区已发布落地政策 内蒙古与新疆实行储能放电量补偿 河北为固定式补偿 甘肃、青海与宁夏三地采用“有效容量×容量电价×容量供需系数”公式 但关键参数取值存在差异 [2] 行业影响分析 - **新型储能**：全国性容量电价政策框架落地后 各省政策预计将逐步跟随 容量收益作为储能收益的重要组成部分 将提升储能确定性并改善其经济性 [3] - **新型储能**：可靠性补偿原则有望提升对长时储能的需求 [3] - **新型储能**：2026年我国新型储能需求有望保持高景气增长 有望带动储能产业链各环节盈利改善 推荐储能电池及材料龙头企业 [1] - **新型储能**：具有选址、运营优势的龙头集成企业有望实现储能电站更高收益率并提高市占率 [1] - **新型储能**：电力交易能力有望成为储能电站运营的核心壁垒 [1] - **煤电（火电）**：收益模式向资产型转变 火电度电容量收入有望边际增厚1.3分 [3] - **煤电（火电）**：容量电价的提升将降低煤电的期望电能量电价 带动电能量市场出清价格降低 [3] - **抽水蓄能**：新老划断保证存量机组收益 新机制倒逼新建机组控制投运成本 [3]

**行业与公司** * **行业**：中国电力行业，特别是调节性电源（煤电、气电、抽水蓄能和储能）市场与政策环境 [1][2] * **公司**：未提及具体上市公司 **核心政策：全国性容量电价机制** * **政策定位**：补全全国统一电力市场三大板块（电能量、容量、辅助服务）的政策拼图，旨在为调节性电源提供固定投资成本回收途径，确保电网稳定 [1][2] * **核心目的**：解决煤电脱钩、中长期现货价格脱钩、煤炭价格波动等问题，确保煤电竞争力与投资回报 [2] * **覆盖电源类型**：主要涉及煤电、气电、抽水蓄能和储能 [1][2] * **执行方式**：地方政府根据自身情况（如装机结构、电源特性）自主确定参数和进程节奏 [2] * **对调峰市场的影响**：新政执行后，现有的调峰容量市场将同步废止 [1][4] **容量电价机制的关键设计** * **补偿基准与折算**：以煤电为基准，其他调节性电源（如储能）根据顶峰能力按一定比例折算 [2][5] 折算逻辑基于满功率连续放电时长除以全年最常见高峰期时长 [3] * **核心补偿标准**：政策旨在实现 **330元/千瓦年** 的固定投资回收标准 [1][8] 例如，甘肃、云南为330元/千瓦年，四川、天津为231元/千瓦年，部分省份执行165元/千瓦年的标准 [10] * **可靠容量概念**：未来机制将纳入所有电源类型，并根据顶峰时长和能力计算折扣系数，旨在引出“可靠容量”概念，为更具波动性的容量市场做铺垫 [1][7] * **计算公式（以甘肃为例）**：容量电价 = 容量 × 可靠容量补偿标准（如330元/千瓦） × 供需系数 [16] 2025年甘肃的供需系数为0.89 [16] **对不同电源类型的具体影响** * **煤电**： * 配套政策有所调整缓和，例如放宽了中长期合同签约比例限制 [8] * 容量市场有助于确保其固定投资成本回收，即使在利用小时数低的情况下，也能通过高价格发电盈利 [14] * **储能**： * 新政突破了其收益来源问题，整体方向积极 [14] * 但仅靠容量电费收入有限，需结合峰谷价差 [4][17] 以甘肃为例，储能容量电费加峰谷价差（按3毛计算）后，年收益率约为 **5%**，保障性不高 [1][4] * 其容量电价大概率在煤电基准上打折扣，例如煤电165元/千瓦时，储能可能为 **55元/千瓦**（约1/3） [17] * **抽水蓄能**： * 收费政策明确：充电/抽水时缴纳输配电费、上网线损及系统运行费，发电/放电时退还，仅缴纳损耗部分费用 [9] * 当前存量项目继续执行633号文，增量项目受新政策影响，未来将纳入可靠容量补偿机制 [20] * 造价约为每瓦 **6-7元**，总投资高、建设周期长 [20] **各省政策进展与差异** * **进展不一**：部分省份（如甘肃、宁夏）已发布政策或征求意见稿，部分省份尚未发布 [10][12] * **关键影响因素**： * **煤电利用小时数**：利用小时数低的省份（如广西、青海、辽宁低于 **3000小时**；甘肃、四川、云南低于 **4000小时**）更倾向于提高容量电价以回收成本 [2][11] 利用小时数高的省份（高于 **5500-6000小时**）可能不会调整已设定的价格 [11] * **新能源装机与调节需求**：新能源大省且调节需求迫切的（如西北地区），更可能给予储能较高支持 [12][18] 水电等调节能力强的省份（如四川），对储能需求较低，支持力度可能较小 [18] * **峰谷价差**：峰谷价差较大的省份（如山东），可参考甘肃经验制定政策 [6] * **地方特殊案例**：蒙西、新疆曾给出较高的电量补贴（如蒙西2025年 **3毛5**/千瓦时），未来预期将按国家文件逐步过渡到新补偿机制 [13] **市场趋势与未来展望** * **储能装机预测**： * 增长迅速，预计2025年底达到 **1.4亿千瓦**，2026年完成 **1.8亿千瓦** 目标 [2][22] * “十五五”后半段，每年新增装机可能达到 **1亿千瓦**，总规模达 **三四亿千瓦** [2][22] * **峰谷价差趋势**：现货市场峰谷价差逐年增加（如山东从2022年 **3毛钱** 增长到2025年 **4毛钱**），未来随新能源装机快速增长，价差预计将进一步拉大 [19] * **新能源装机展望**：“十五五”末期装机规模预计较2025年底翻倍，风电增速未来将快于光伏 [22] * **市场模式选择**：国内选择“容量市场+电能量市场”模式，而非完全依赖高额定价，因波动风险大 [15] 初步机制建立后将持续推进完善 [15]

港股市场表现 - 恒生指数下跌2.2%至26,776点，国企指数下跌2.5%至9,080点[1] - 港股成交额增长15.4%至3,479亿港元[1] - 原材料、能源、医疗保健业分类指数领跌，分别下跌6.0%、4.0%、3.5%[1] - 必需性消费、公用事业、金融分类指数跌幅较小，分别为0.2%、1.1%、1.6%[1] - 蓝筹股中，金沙中国上涨4.1%，联想集团上涨1.8%；比亚迪股份下跌6.9%，中国联通下跌6.3%[1] 商品与宏观动态 - 原油价格从约65美元/桶下跌至约62美元/桶，黄金价格从约5,400美元/盎司下跌至约4,700美元/盎司[2] - 美国1月ISM制造业PMI为52.6，高于预期的48.3和12月的47.9[3] - 上周（至2月1日）中国30大中城市新房成交量148万平方米，同比上升983.8%，环比上升22.4%[3] - 上周十大城市商品房存销比为116.7，低于前周的130.8；二线城市存销比降至169.7，低于前周的229.2[3] 行业与公司动态 - 澳门1月博彩收入226.3亿澳元，同比增长24.0%，环比增长8%[4] - 荣昌生物预计收入同比增加89%至32.5亿人民币，股东净利润7.2亿人民币[4] - 国家发改委及能源局发布通知，将火电容量电价回收固定成本比例提升至不低于50%，并取消电量电价统一基准价下浮20%的下限[5]

报告行业投资评级 未提及 报告的核心观点 - 铁矿石窄幅震荡，螺纹钢和热轧卷板因市场情绪共振偏弱震荡，硅铁因成本预期松动弱势震荡，锰硅因商品情绪共振弱势震荡，焦炭和焦煤高位震荡，动力煤供需弱平衡节前煤价以稳为主，原木小幅探涨 [2] 各品种总结 铁矿石 - 期货I2605收盘价783元/吨，跌8.5元/吨，跌幅1.07%，持仓520,684手，减少20,544手；卡粉等进口矿和邯邢等国产矿现货价格均下跌；基差、价差有不同变化 [4] - 中国1月RatingDog制造业PMI 50.3，预期50.3，前值50.1；多家房企部分不再需每月上报“三条红线”指标，部分出险房企需向专班组定期汇报财务指标 [4] - 趋势强度为0 [5] 热轧卷板和螺纹钢 - 1月29日钢联周度数据显示，产量上螺纹增0.28万吨、热卷增3.8万吨，五大品种合计增3.58万吨；库存上螺纹增23.43万吨、热卷减2.2万吨，五大品种合计增21.43万吨；表需上螺纹减9.12万吨、热卷增1.45万吨，合计减7.78万吨 [8][10] - 12月重点统计企业中厚板轧机产量同比上升，热连轧机、冷连轧机产量同比下降；1 - 12月中厚板轧机、冷连轧机累计产量同比上升，热连轧机累计产量同比持平 [10] - 2026年1月中旬，重点统计钢铁企业粗钢日产环比降0.9%，生铁日产环比增1.8%，钢材日产环比增3.0%；钢材库存量环比上一旬增7.3%等 [10] - 1月中旬，21个城市5大品种钢材社会库存环比降0.3%等 [10] - 必和必拓上半年铁矿石产量创历史新高，接受部分铁矿石价格下调；1月19日包头包钢板材厂球罐爆炸影响生产 [10] - 2025年12月我国进口钢材环比增4.2%，1 - 12月累计进口同比降11.1%；商务部等对部分钢铁产品实施出口许可证管理 [11] - 螺纹钢和热轧卷板趋势强度均为0 [11] 硅铁和锰硅 - 硅铁2603收盘价5624元/吨，跌36元；硅铁2605收盘价5616元/吨，跌30元；锰硅2603收盘价5800元/吨，跌42元；锰硅2605收盘价5834元/吨，跌38元 [12] - 硅铁现货价涨20元/吨，锰硅现货价跌20元/吨；锰矿、兰炭价格有相应表现；期现价差、近远月价差和跨品种价差有不同变化 [12] - 两部门将提升煤电机组固定成本回收比例，完善电力市场交易和价格机制 [12] - 2月2日硅铁72多地价格有变动，75多地价格有上涨；锰矿3月多家对华报价环比上涨 [13][14] - 1月内蒙硅锰开炉增加，产量约470500吨；1月全国硅铁开工率43.91%，产量预计44.35万吨 [15] - 河钢2月75B硅铁招标询盘价跌60元/吨，量减1163吨 [15] - 1月30日锰矿库存总量环比增12.07万吨 [16] - 硅铁和锰硅趋势强度均为0 [17] 焦炭和焦煤 - 焦煤JM2605收盘价1141.5元/吨，跌14元，跌幅1.2%；焦炭J2605收盘价1680.5元/吨，跌41元，跌幅2.4% [19] - 焦煤和焦炭现货价格多数持平，部分有小变动；基差、价差有不同变化 [19] - 2月2日CCI冶金煤指数部分下跌；炼焦煤线上竞拍流拍率18%，较上周五涨9%，平均溢价27.1元/吨，成交价涨跌互现 [19] - 焦炭和焦煤趋势强度均为0 [22] 动力煤 - 山西大同5500等产地价格、港口价格、海外价格、2月长协价格有不同表现 [23] - 2月2日港口市场维稳，上游报价持稳，下游观望居多，采购意愿不强；产地市场涨跌互现，多数煤矿产销基本平衡，价格持稳 [24] - 印尼煤炭RKAB批复有新进展，部分煤矿全年减量20% - 60%，若确认或支撑低卡印尼煤价格 [24] - 1月30日国家发展改革委等发布完善发电侧容量电价机制通知 [24] 原木 - 2603、2605、2607合约收盘价、成交量、持仓量有不同变化；现货 - 合约价差、合约间价差有不同表现 [25] - 原木现货市场多种木材价格有不同日涨跌幅和周涨跌幅 [25] - 中国1月RatingDog制造业PMI 50.3，预期50.3，前值50.1；多家房企部分不再需每月上报“三条红线”指标，部分出险房企需向专班组定期汇报财务指标 [27] - 原木趋势强度为1 [28]

文章核心观点 - 国家层面首次明确建立“电网侧独立新型储能容量电价机制”，为储能行业提供顶层设计，将储能项目收益模式从依赖峰谷价差套利转变为拥有稳定可靠固定收益的模式 [1] 顶层设计变革背景 - 现行机制核心问题是新能源成为第一大装机电源类型后的“供需错配”与“适配不足”，其随机性与波动性使调节性电源成为不可或缺的“兜底”力量 [2] - 煤电、气电、抽水蓄能与新型储能等“电力系统稳定器”过去未获得与其“系统价值”相匹配的收益保障，在利用小时数下降背景下建设积极性受挫 [2] - 新政策旨在用价格机制引导调节性电源建设，保障电力安全稳定运行，从根本上支持能源绿色低碳转型 [2] 储能收益模式确立 - 将“电网侧独立新型储能”纳入国家级容量电价机制框架，收益模式正式确立为“容量电价+现货套利+辅助服务”的三重支撑 [3] - 容量电价作为稳定的基础收益意义最为重大，补偿标准以当地煤电容量电价为基础 [3] - 煤电固定成本通过容量电价回收的比例被明确提升至“不低于50%” [3] 行业投资逻辑转变 - 政策出台前，储能项目投资回报高度依赖不可持续的峰谷价差套利和地方性补贴，导致项目选址围绕政策高地、实际利用率低、内部收益率虚高 [4] - 容量电价提供了确定性的基础现金流，使项目财务模型清晰可预期，打消了市场对地方政策延续性和碎片化的担忧 [4] - 储能项目正从高风险的“类风险投资资产”转变为拥有稳定现金流的“类基础设施资产”，为银行、保险、养老金等长期资金入场扫清了门槛 [4] 行业准入门槛与激励导向 - 实行“清单制”管理，只有进入省级能源与价格主管部门制定的项目清单才能获得容量电价，避免项目“一哄而上” [5] - 补偿金额与“顶峰能力”直接挂钩，计算公式为：折算比例 = 满功率连续放电时长 / 全年最长净负荷高峰持续时长，最高不超过1 [5] - 放电时长越长的储能项目获得的补偿比例越高，直接鼓励长时储能技术发展 [6] - 举例：一个2小时储能电站在全年最长顶峰时段为6小时的地区，折算比例仅为33%，而一个4小时电站的折算比例可达67%，其获得的容量补偿几乎是前者两倍 [6] - 收益与严格考核绑定，对未能达到考核要求的机组将扣减费用 [7] 长期战略与市场未来 - 政策设计了“三步走”战略，构建从短期兜底到长期市场化的完整机制 [8] - 第一步：当前建立针对煤电、气电、抽水蓄能和新型储能四类电源的分类容量电价机制 [8] - 第二步：在电力现货市场连续运行后，建立统一的“可靠容量补偿机制”，不再区分电源类型，统一以“可靠容量”（即在系统顶峰时段能持续稳定供电的能力）为标准进行补偿 [8] - 第三步：鼓励有条件的地区适时探索建立更市场化的“容量市场” [9] - 未来电力系统定价逻辑正从“谁发得多，谁赚得多”的电量定价，转向“谁顶得住，谁就值钱”的能力定价 [9] - 新能源的大规模发展，正在通过市场化的方式为自己购买一份“系统保险” [9]

Agent超级入口之争 - Agent超级入口领域的竞争日趋白热化 [1] - 分析师强烈看好腾讯Agent的“广度”优势 [1] - 部分腾讯生态伙伴已卡位核心节点 [1] AIDC驱动储能升级 - 人工智能数据中心驱动储能技术升级 [1] - 长时储能有望成为数据中心的基础电源 [1] - 抢先布局的头部厂商已被圈出 [1] 新型储能政策与市场 - 新型储能首次被纳入容量电价机制 [1] - 此举有望开启新型储能的加速建设周期 [1] 算力产业链 - “易中天”业绩出现大爆发 [1] - 算力产业链可能迎来新一轮上涨 [1]