东吴证券近日发布公用事业行业点评报告：国家发展改革委、国家能源局发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号，114号文），明确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。
以下为研究报告摘要：
投资要点
事件：国家发展改革委、国家能源局发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号，114号文），明确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。
煤电回收比例上调至50%，收入确定性进一步增强。1）容量电价回收比例提升：114号文要求将煤电机组通过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）火电确定性收入占比提升：随着回收比例提升，我们预计2026年煤电平均容量电费收益将由0.027元/kWh提升至0.040元/kWh。3）配套政策：机制完善后，各地可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要求，鼓励签订灵活价格机制。
容量补偿机制“扩围”，多元主体共享灵活性溢价。1）建立电网侧独立新型储能容量电价机制：首次将电网侧独立新型储能纳入补偿范围，标准参照当地煤电，根据顶峰能力折算。①对象：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；②顶峰折算公式：折算比例计算方式为“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监管：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。2）完善抽水蓄能容量电价机制：对抽水蓄能电站采取了“新老划断、分类施策”的原则，推动市场化回收成本。①针对（2021年633号文件出台前开工，以下简称“633”号文）“老电站”：按633号文进行电价核定，经营期满后重新核价；②633号文后的“新电站”：由省级价格主管部门每3至5年制定一次省级电网同期新开工电站的“统一容量电价”。鼓励新开工电站参与市场，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）完善天然气发电容量电价机制：省级价格主管部门可对天然气发电建立容量电价机制，容量电价按照回收天然气发电机组一定比例固定成本的方式确定。
有序建立发电侧可靠容量补偿机制，对顶峰贡献公平付费。1）可靠容量定义：指机组在全年系统顶峰时段能够持续稳定供电的容量。2）有序建立可靠容量补偿机制：电力现货市场连续运行后，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，统筹供需关系与用户承受能力。新能源装机占比高、可靠容量需求大的地区，应加快建立。3）补偿范围：涵盖参与市场的煤电、气电、独立新型储能等，逐步扩展至抽水蓄能，推动容量贡献价值的统一评价。获其他容量电价的与政府定价的不重复补偿。
投资建议：1）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的提升及市场收益分享机制。2）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。3）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。建议关注：【火电】华能国际H、华电国际H；【抽水蓄能】南网储能；【新能源】龙源电力H、三峡能源、中闽能源。
风险提示：政策执行不及预期，电力市场化交易价格波动风险等。（东吴证券 袁理,任逸轩）
