报告行业投资评级 - 行业评级为“领先大市”，评级变动为“维持” [2] 报告核心观点 - 核心观点：国家发改委、国家能源局发布《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，此举旨在提升电力系统调节能力，以应对风光新能源装机高增长带来的挑战，标志着电力系统调节能力建设提速 [1][5] - 核心观点：2025年风电和太阳能发电新增装机合计4.4亿千瓦，占全国新增发电装机总容量的80.2%，新能源已成为新增电源绝对主力，电力系统对调节能力的需求日益迫切 [5] - 核心观点：在“十五五”开局之年，国家电网大规模投资计划提振产业预期，电力系统调节能力建设在政策与投资端共同发力，为电网设备行业带来高景气度 [15] 政策机制分析 - 建立电网侧独立新型储能容量电价机制：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，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）[5] - 有序建立可靠容量补偿机制：电力现货市场连续运行后，省级部门将适时建立可靠容量补偿机制，对机组可靠容量进行补偿，补偿标准以弥补市场边际机组在电能量和辅助服务市场不能回收的固定成本为基础，该机制建立后，相关煤电、气电、电网侧独立新型储能等机组将不再执行原有容量电价 [5] 行业与市场数据 - 行业表现：截至报告发布前12个月，电网设备行业指数上涨63.05%，大幅跑赢沪深300指数（上涨22.09%）[4] - 2025年电源建设数据：全国新增发电装机容量5.5亿千瓦，同比多投产1.1亿千瓦，其中风电和太阳能发电合计新增4.4亿千瓦，占比80.2%，气电、抽水蓄能发电装机分别新投产1992万千瓦、748万千瓦 [5] - 2026年需求预测：预计全国全社会用电量10.9-11万亿千瓦时，同比增长5%-6%，全年统调最高用电负荷在15.7-16.3亿千瓦，全年新增发电装机有望超过4亿千瓦，其中新增新能源发电装机有望超过3亿千瓦 [5] - 结构变化预测：2026年风、光装机合计占比有望达到总装机的一半左右，其中太阳能发电装机规模预计首次超过煤电装机规模 [5][6] 投资建设与出口情况 - 电网建设投资：图表显示中国电网基本建设投资完成额累计值及同比变化 [8] - 电源建设投资：图表显示中国电源基本建设投资完成额累计值及同比变化 [12] - 电网设施建设：图表显示新增220千伏及以上线路长度和变电设备容量的累计值及同比变化 [10][14] - 电源设备新增：图表显示中国发电新增设备容量及太阳能发电新增设备容量的累计值及同比变化 [16][23] - 设备出口：图表显示变压器出口金额和出口数量的累计值及同比变化 [18][21] 投资建议 - 建议关注特高压设备制造商、配电网设备制造商，以及对海外市场出口份额领先的电网设备制造商 [15]

文章核心观点 - 国家发改委和能源局联合印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，旨在通过分类完善煤电、气电、抽水蓄能及新型储能的容量电价机制，引导调节性电源建设，保障电力系统安全稳定运行，并促进新能源消纳和能源绿色低碳转型 [1][2][4] 新能源发电现状与挑战 - 风电和光伏发电存在波动性大、不稳定的短板，对天气、风速和光照依赖性强，例如大风天气下风力发电机组可能因发电量过大无法全额并网而停机 [1] - 为弥补光伏发电的波动性，部分电站已配套建设大型储能设备 [1] - 电网安全稳定运行需要具备调节能力的电源承担“托底”和“调峰”作用，煤电长期以来是重要的调节性电源之一 [1] 完善容量电价机制的政策背景 - 在新型电力系统加快建设背景下，承担系统调节任务的煤电面临新挑战，部分地区煤电利用小时数快速下降，现行容量电价水平对固定成本的保障力度出现不足苗头 [2] - 现行抽水蓄能容量电价机制对成本约束不足，不利于其科学合理布局、降本增效和有序发展 [2] - 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 [2] - 相关政策需要适应新型电力系统和电力市场体系建设要求，分类完善各类电源容量电价机制，并适时建立发电侧可靠容量补偿机制 [2] 容量电价机制的具体完善措施 - 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、顶峰时贡献等因素确定容量电价标准 [2] - 各地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%，即每年每千瓦165元 [4] - 对于新型储能，各地可根据当地煤电容量电价标准，结合放电时长、顶峰时贡献等因素，建立电网侧独立新型储能容量电价机制 [4] 政策目标与预期影响 - 通过为煤电、气电等调节性电源提供“保底工资”的制度性安排，可推动相关电源在顶峰时段发电保供、在非顶峰时段为新能源“让路”，从而保障电力系统安全平稳运行，并促进新能源消纳利用 [3] - 政策明确对居民、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 [4] - 对工商业用户而言，发电侧容量电价机制完善后，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，对工商业用户购电成本影响不大 [4] - 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，对各类机组按统一原则、依据其可提供的顶峰能力给予补偿，并逐步扩展补偿范围 [4]

政策发布与核心目标 - 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》旨在加快建设新型能源体系 引导调节性电源平稳有序建设 保障电力系统安全稳定运行 助力经济社会绿色发展 [1] - 政策核心是通过发放“保底工资”的制度性安排 推动相关电源在顶峰时发电保供 在平时为新能源让路 以保障电力系统安全平稳运行并促进新能源消纳利用 [1] 现行机制问题与完善方向 - 现行容量电价机制面临新问题 包括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保障力度出现不足苗头 [2] - 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 [2] - 各地气电与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 [2] - 为适应新型电力系统和电力市场体系建设要求 需分类完善煤电、气电、抽水蓄能、新型储能容量电价机制 并适时建立发电侧可靠容量补偿机制 [2] 各类电源容量电价机制具体完善措施 - 各地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% 即每年每千瓦165元 [2] - 可参照煤电容量电价的确定方法建立气电容量电价机制 [2] - 《通知》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 各地可根据当地煤电容量电价标准 结合放电时长和顶峰时贡献等因素建立该机制 [2] 未来机制发展方向 - 《通知》要求有序建立发电侧可靠容量补偿机制 可靠容量是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” [3] - 随着电力现货市场连续运行 各地将适时建立可靠容量补偿机制 根据可靠容量这一“标尺”公平给予补偿 不再区分机组类型分别制定容量电价 [3] - 此举有利于促进不同技术类型公平竞争 推动行业高质量发展 也是成熟电力市场的通行做法 [3]

行业投资评级 - 行业投资评级为“强于大市”，且评级为“维持” [2] - 行业收盘点位为10088.23，52周最高为10950.05，52周最低为6107.84 [2] 核心观点 - 报告核心观点围绕甘肃省新建立的发电侧可靠容量补偿机制展开，认为该机制标志着电力市场定价机制的重要演进 [5] - 核心观点认为，容量补偿机制将逐步向市场化过渡，更多电源的可靠性容量将得到补偿，光热、水电等容量价值有望被重新定价 [7] 事件与政策分析 - 事件为2025年12月31日，甘肃发改委等部门发布《关于建立发电侧可靠容量补偿机制的通知（试行）》，对发电侧可靠容量按贡献予以补偿，费用由全体工商业用户公平承担 [5] - 容量补偿范围暂包括合规在运的公用煤电机组、电网侧独立新型储能，不包括直流配套电源、不合规燃煤自备电厂及不符合能耗、环保等要求的煤电机组 [6] - 新型储能技术包括新型锂离子电池、液流电池、飞轮、压缩空气、氢（氨）储能、热（冷）储能等 [6] - 补偿标准为：每年容量电费 = 申报容量 × 可靠容量补偿标准 × 容量供需系数 [6] - 可靠容量补偿标准暂定为每年每千瓦330元 [6] - 电网侧独立新型储能的可靠容量系数 = 最大功率发电持续时长 / 系统净负荷高峰持续时长（最大值不超过1），系统净负荷高峰持续时长暂定为6小时 [6] - 容量供需系数 = 容量需求 / 可靠容量，按年确定，数值大于1时取1 [6] - 可靠容量目前包括煤电机组、电网侧独立新型储能、风电、光伏（含光热）、水电的可靠容量，并预计后续其他电源的可靠容量也会被纳入补偿 [6] - 对煤电机组进行现货市场补偿的原因在于，现货市场以边际成本定价，若不补偿火电机组的启动成本、空载成本，会扭曲定价机制 [6] - 当前补偿机制是当现货实时市场收入低于启动成本、空载成本和边际电能成本总和时，对差额部分给予补偿，费用由全体工商业用户分摊 [6] - 报告预计后续市场机制可能演进为能量块报价或3部报价，本质是让市场只进行边际成本竞争，使最优技术胜出 [6] 投资建议 - 投资建议认为容量补偿会逐步向市场化过渡，更多的电源可靠性容量将得到补偿，光热、水电等容量价值有望逐步被定价 [7] - 具体建议关注西子洁能 [7]

文章核心观点 甘肃省建立发电侧可靠容量补偿机制，旨在通过两部制电价反映电源的容量价值，以支持煤电转型并推动新型储能有序发展，从而保障电力系统安全稳定供应并促进能源绿色低碳转型 [10][11][12] 建立发电侧可靠容量补偿机制 - **机制目的**：对在全年系统顶峰时段能持续稳定供电的机组，根据其可靠容量进行补偿，以构建反映电量价值和容量价值的两部制电价 [11][13] - **补偿范围**：包括合规在运的公用煤电机组和电网侧独立新型储能（不含直流配套电源），新型储能技术涵盖锂电池、液流电池、飞轮、压缩空气、氢（氨）储能、热（冷）储能等 [2][13] - **执行时间**：新建煤电机组和电网侧独立新型储能自转商用次月起执行，退出清单后自退运之日起不再纳入补偿范围 [3][13] 补偿标准与计算 - **补偿标准**：可靠容量补偿标准暂定为每年每千瓦330元，自2026年1月1日起执行 [4][14] - **容量电费计算**：每年可获得的容量电费为申报容量、可靠容量补偿标准（330元/千瓦/年）和容量供需系数三者的乘积 [4][14] - **容量供需系数**：等于容量需求除以可靠容量，按年确定，数值大于1时取1 [5][25] - **可靠容量计算**：电网侧独立新型储能的可靠容量等于其最大放电功率乘以（1-厂用电率）再乘以可靠容量系数，其中可靠容量系数等于最大功率发电持续时长除以系统净负荷高峰持续时长（暂定为6小时），最大不超过1，这意味着建设6小时储能可获得满额补贴 [2][7][24] 容量电费分摊与结算 - **分摊方式**：容量电费按照月度外送电量（不含直流配套电源）和省内全体工商业用户月度用电量比例分摊，由国网甘肃省电力公司按月发布、滚动清算 [6][15] - **用户承担**：省内工商业用户对应的容量电费由全体工商业用户按当月用电量比例分摊 [6][15] - **结算周期**：煤电机组和电网侧新型储能按照月度申报容量获得容量电费，每年1月15日前发布上年度容量供需系数作为当年月度结算依据 [14] 容量电费考核与清算 - **运行考核**：若不能按调度指令提供申报最大出力或放电时长，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 [7][8][15] - **年度清算**：根据系统顶峰时段实际提供的容量（上网出力最小值）按年进行清算，初期每台机组每年可申请一次不超过24小时的连续时段免除清算 [16] 相关配套措施 - **现货市场价格调整**：现货市场申报价格下限设置为0.04元/千瓦时，上限设置为0.5元/千瓦时，自2026年1月1日起执行 [17] - **煤电机组成本补偿**：对参与市场出清的煤电机组，当其现货实时市场收入低于启动成本、空载成本和边际电能成本总和时，差额部分给予补偿，费用由全体工商业用户分摊，自2026年4月1日起执行 [17][20] - **变动成本测算与监测**：相关部门将开展煤电机组变动成本测算核定与监测，并建立成本数据库，对申报价格明显高于理论成本的机组可能实行报价替换措施 [18][19] 政策实施与期限 - **组织实施**：要求各地各部门认真组织实施，做好政策解读和宣传引导，政策执行中重大问题需及时报告 [21] - **试行期限**：本通知试行期限截止2027年12月31日，期间如遇国家政策调整则按国家规定执行，《甘肃省发展和改革委员会 国家能源局甘肃监管办公室关于实施煤电容量电价机制有关事项的通知》（甘发改价格〔2024〕14号）同步废止 [21]