公用环保行业：发电侧容量电价新规基本符合预期

　　2026 年1 月30 日，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》（发改价格〔2026〕114 号），各类电源容量电价机制完善情况基本符合预期；抽蓄抽水、电网侧独立新型储能充电时视作用户，缴纳上网环节线损费用和系统运行费用（全国平均约1.6 和6.1 分/千瓦时），充放电量损耗需按照单一电量制用户缴纳输配电价（全国平均约0.178 元/千瓦时），此前各省执行情况不一，该要求一定程度或减少抽蓄和新型储能电量收益。总体而言，容量电价机制的进一步完善有望提升调节电源的固定收入占比，盈利稳定性有望提升，推荐火电龙头华能国际AH/国电电力/华润电力等、抽蓄运营龙头南网储能和装机增长潜力大的长江电力/湖北能源等。
　　煤电容量电价如期提升至不低于165 元/千瓦，决定权下放至地方“114 号文”提出：1）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%，与2023 年11 月8 日国家发改委、国家能源局发布的《关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501 号）要求一致；2）煤电容量电价决定权下放给地方，可结合当地市场建设、煤电利用小时数等实际情况进一步提高，有望保障盈利能力较差区域煤电的基本生存能力；3）煤电容量电价机制完善后，各地可适当调整省内煤电中长期市场交易价格下限，但须根据电力市场供需、参与市场的所有机组变动成本等情况，我们认为符合市场预期，本质上煤电固定收入占比提升，盈利稳定性增强；4）各省可建立气电容量电价机制，按回收一定比例固定成本的方式确定。
　　当前各省气电电价单一制与两部制并存，具体影响需待各省具体方案出台。
　　抽蓄容量电价新老划断，功能价值通过市场体现抽蓄项目容量电价机制采取新老划断模式，针对“633 号文”出台之前开工建设的抽蓄电站，容量电价继续执行政府定价，按经营期内资本金内部收益率6.5%核定；“633 号文”出台后开工建设的抽蓄电站，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，根据633 号文件明确的成本参数规则，制定省级电网同期新开工电站统一的容量电价，我们认为该容量电价核心为回收平均固定成本，调节价值由抽水蓄能电站自主参与电能量、辅助服务等市场体现，市场化的推进可能使得抽蓄项目平均IRR 水平较此前下降，造价控制能力强、运营水平优的运营商有望获得高于市场平均的盈利水平。
　　电网侧独立新型储能获得容量电价，有望刺激新增投资“114 号文”将未参与配储的电网侧独立新型储能纳入容量电价补偿范围，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）。这意味着其作为快速调节资源的系统价值得到了官方认可与定价，为新型电化学储能提供了至关重要的收益渠道，有望改善其商业模式和经济性，刺激电网侧独立新型储能项目的投资热情。
　　现货市场下可靠容量补偿机制将公平反映不同机组顶峰贡献“114 号文”提出：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，对机组可靠容量（指机组在全年系统顶峰时段能够持续稳定供电的容量）根据顶峰能力按统一原则进行补偿，公平反映不同机组对电力系统顶峰贡献，符合我们2025 年9 月24 日发布的《电价：“电量”向左，“容量+调节”向右》报告中“未来容量机制有可能会不区分技术类型按照顶峰有效容量分配”的预期。可靠容量补偿机制建立后，原有容量电价不再重复执行。
　　风险提示：煤电、气电容量电价提升进程不及预期，抽蓄项目IRR 不及预期。
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