政策核心 - 国家发改委与能源局联合发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，旨在分类完善煤电、天然气发电、抽水蓄能及新型储能的容量电价机制，并明确将有序建立发电侧可靠容量补偿机制 [1] - 政策核心是通过“容量电价”为调节性电源的可用发电能力付费，被视为发放“保底工资”，以推动相关电源保障电力系统安全稳定运行并促进新能源消纳 [3] - 政策对居民和农业用户电价无影响，对工商业用户购电成本影响不大，因发电侧成本回收结构“一升一降”形成对冲 [2] 煤电与气电容量电价机制 - 明确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%，可结合当地实际情况进一步提高 [1][5] - 用于计算容量电价的煤电机组固定成本全国统一标准为每年每千瓦330元，2026年后容量电价回收比例不低于50%，即不低于每年每千瓦165元 [5] - 省级价格主管部门可对天然气发电建立容量电价机制，按回收一定比例固定成本的方式确定，鼓励参照煤电方式制定 [1][5][6] - 政策背景是煤电发电小时数下降，2025年全国煤电利用小时低于4000的省份已达13个，容量成本补偿成为煤电投资回收成本的重要手段 [3][6] 抽水蓄能容量电价机制 - 对633号文件后开工建设的抽水蓄能电站，由省级价格部门每3-5年按经营期内弥补平均成本的原则制定省级统一的容量电价 [1][7] - 此举旨在加强对抽水蓄能企业的成本约束，倒逼新建机组控制投资运营成本，推动集约化发展 [1][7] - 截至2025年底，我国抽水蓄能装机规模超过6600万千瓦，连续10年位居世界首位，其中超80%单站规模为100万千瓦及以上 [7] 新型储能容量电价机制 - 首次从国家层面明确对服务于电力系统安全的电网侧独立新型储能电站给予容量电价，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 [1][8] - 容量电价将为新型储能提供稳定收益预期，改善项目经济性，引导社会资本有序投入 [9] - 截至2025年底，我国新型储能装机较2024年底增长84%，已建成投运规模达1.36亿千瓦/3.51亿千瓦时，较“十三五”末增长超40倍 [8] - 新机制标志着独立新型储能完整收益版图成型，涵盖电能量市场、辅助服务市场和容量电价收益三大板块 [10] - 以放电时长折算容量的机制将激励长时储能技术的研发与发展 [10] 可靠容量补偿机制 - 《通知》明确电力现货市场连续运行后，将适时建立可靠容量补偿机制，对机组在全年系统顶峰时段能够持续稳定供电的“可靠容量”按统一原则进行补偿 [1][11] - 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确定，新能源装机占比高、可靠容量需求大的地区应加快建立 [11] - 该机制追求“同质同价”，补偿标准统一依据提供可靠容量的边际机组的差额固定成本，而非各类电源自身的成本 [12] - 补偿范围初期包括煤电、气电和符合条件的电网侧独立新型储能，未来逐步扩展至抽水蓄能等其他机组 [13] - “容量电价”是当前市场不成熟时期的过渡性安排，而“可靠容量补偿机制”是未来市场化、同质化的目标机制 [13] 配套机制与市场影响 - 政策配套完善了中长期交易约束性规则，适当调整煤电中长期交易价格下限，放开中长期签约比例要求，加强价格联动 [14] - 在电源获得容量保障基础上，放宽中长期量价约束有助于实现从现货到中长期的价格传导，发挥现货价格信号的引导作用 [14] - 《通知》明确抽水蓄能抽水和电网侧独立新型储能充电时视为用户，为其公平参与市场奠定了基础 [14] - 政策覆盖四大调节性电源并分类施策，给予过渡空间，旨在优化结构布局，为未来统一的可靠容量补偿机制做好准备 [11]

报告行业投资评级 - 行业评级：增持（维持）[4] 报告核心观点 - 2026年1月30日，国家发改委、国家能源局联合发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，该通知的发布是我国电力市场化改革路上的又一重要里程碑事件[6] - 通知建立了电网侧独立新型储能容量电价机制，为电网侧独立储能提供了较为明确的运营收入保障和收益预期，有利于调动其积极性[6] - 通知建立了“可靠容量”概念以及对应的“可靠容量补偿机制”，对在系统顶峰时段持续稳定供电的机组给予补偿，不再区分具体电源类型与技术路线，标志着容量电价制度的进一步完善[6] - 此次通知并未简单提高容量电价水平，而是通过重构发电侧收益结构，在“电量电价”与“容量补偿”之间形成更合理的分工[6] 行业基本状况 - 行业为计算机行业[4] - 上市公司数量为358家[2] - 行业总市值为51，526.63亿元[2] - 行业流通市值为45，711.37亿元[2] 政策机制要点 - **建立独立储能容量电价机制**：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[6] - **容量电价定价基础**：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[6] - **折算比例计算**：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[6] - **建立可靠容量补偿机制**：电力现货市场连续运行后，省级价格主管部门会同相关部门适时建立可靠容量补偿机制，对机组可靠容量按统一原则进行补偿[6] - **补偿范围**：可靠容量补偿机制的补偿范围，可包括自主参与当地市场的煤电、气电和符合条件的电网侧独立新型储能等，并结合市场建设情况逐步扩展至抽水蓄能等其他具备可靠容量的机组[6] - **补偿原则**：对获得其他保障的容量不重复补偿，政府定价的机组不予补偿[6] - **机制切换**：可靠容量补偿机制建立后，相关煤电、气电、电网侧独立新型储能等机组，不再执行原有容量电价[6] 投资建议与重点公司 - 投资建议：重点推荐国能日新，同时也建议持续关注朗新科技、东方电子等[6] - **国能日新**：评级为“买入”，2026年1月30日收盘价为65.77元，2025年预测EPS为0.99元，对应预测PE为66.56倍，2026年预测EPS为1.38元，对应预测PE为47.65倍[4] - **东方电子**：评级为“买入”，2026年1月30日收盘价为13.16元，2025年预测EPS为0.64元，对应预测PE为20.71倍，2026年预测EPS为0.76元，对应预测PE为17.26倍[4]

文章核心观点 - 国家发改委与能源局联合印发《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，并适时建立可靠容量补偿机制，以引导调节性电源有序建设、保障电力系统安全稳定运行、促进新能源消纳与能源绿色低碳转型 [1][3][11] 政策出台背景与目的 - 新能源已成为第一大装机电源类型，但其随机性与波动性强，需配套调节性电源（煤电、气电、抽水蓄能、新型储能）在出力不足时保障供电 [2] - 现行容量电价机制面临新问题：部分地区煤电发电小时数下降导致容量电价保障力度不足；抽水蓄能机制成本约束不足；各地气电与新型储能机制原则不统一 [3] - 完善机制旨在增强电力安全保供能力、促进调节性电源作用发挥以支撑新能源消纳、引导调节性电源科学布局与降本增效 [11] 分类完善容量电价机制的具体内容 - **煤电与气电**：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；气电可参照煤电方法建立容量电价机制 [3] - **抽水蓄能**：对2021年633号文件出台前开工的电站，维持现行价格机制；对之后开工的电站，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，电站自主参与电力市场，收益与用户分享 [4][5] - **电网侧独立新型储能**：各地可根据当地煤电容量电价标准，结合放电时长和顶峰贡献等因素，建立容量电价机制 [5] 可靠容量补偿机制 - 可靠容量指机组在系统顶峰时段能持续稳定供电的容量，是衡量顶峰能力的“标尺” [6] - 各地电力现货市场连续运行后，将适时建立可靠容量补偿机制，根据可靠容量这一统一“标尺”公平补偿，不再区分机组类型，以促进不同技术公平竞争 [6] 电力市场交易与价格机制的优化 - **推动公平参与市场**：加快实现抽水蓄能、新型储能公平入市，633号文件后开工的抽水蓄能电站应自主参与市场 [7] - **优化煤电交易价格下限**：容量电价提高后，煤电通过电能量市场回收的成本下降，各地可适当调整省内煤电中长期市场交易价格下限，不再统一执行基准价下浮20%的下限，而是根据市场供需与机组变动成本合理确定 [7] - **鼓励灵活价格机制**：鼓励供需双方在中长期合同中签订随市场供需、成本变化的灵活价格机制，各地不得强制要求签订固定价，可要求年度合同中约定一定比例电量实行与现货价格等挂钩的灵活价格 [8] 对终端用户的影响 - 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 [10] - 对工商业用户，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”对冲，购电成本影响不大，同时有利于保障用电需求与构建新型电力系统 [10]