报告概述
本报告属于广发证券电改系列深度研究，聚焦我国容量电价机制的历史演变、当前政策框架及未来演进方向。研究对象包括煤电、天然气发电、抽水蓄能和新型储能四种调节性电源。报告系统梳理了全国及地方层面容量电价政策的沿革，重点分析了2026年114号文对各类电源的影响，并采用财务模型测算储能项目经济性。报告旨在帮助投资者理解容量电价机制如何重塑电力行业盈利模式，识别新型储能等领域的投资机会。
报告的核心结论
全国性容量电价政策框架落地，新型储能经济性将改善
2026年1月国家发改委发布114号文，首次在国家层面建立电网侧独立新型储能容量电价机制，容量电价以当地煤电标准为基础按顶峰能力折算。该政策为储能提供了稳定的容量收益预期，预计各省将陆续跟进，储能收益确定性提升，经济性有望改善。以甘肃为例，2小时储能资本金IRR可达8.7%，容量电价对IRR敏感度较高。
煤电收益模式向资产型转变，度电容量收入有望增厚
随着新能源占比提升，煤电利用小时下降，容量电价成为回收成本的主要途径。114号文要求2026年起煤电容量电价回收固定成本比例不低于50%，较此前30%显著提升。据测算，2026年煤电容量补偿空间约1848亿元，折合度电约0.03元，较2024年增厚近一倍。容量电价提升还将降低电能量市场出清价格，推动全社会用电成本优化。
抽水蓄能实行新老划断，新机制倒逼新建机组降本
114号文对抽水蓄能采取差异化政策：对633号文出台前开工的存量项目延续政府定价，保障收益稳定；对633号文后开工的新建项目，实行“一省一价”标杆容量电价，每3-5年按平均成本核定，并鼓励参与市场。此举既保护了在建项目，又通过成本约束促进新建项目控制投资、集群化发展。
容量机制从分类补偿向统一可靠容量补偿演进
114号文首次提出可靠容量补偿机制，未来将按机组在系统顶峰时段的可靠供电能力统一补偿，不再区分电源类型。该机制借鉴国际经验（如PJM的ELCC方法），有利于促进各类调节性电源公平竞争。新能源占比高的地区将率先建立该机制，推动容量市场最终形成。长时储能在该机制下ELCC系数更稳定，需求有望提升。
报告回答的关键问题
新型储能如何受益于容量电价政策？
报告指出，全国性容量电价政策为电网侧独立储能提供了明确的容量收益机制，容量电价以当地煤电标准为基础，按放电时长与顶峰时长的比例折算。这使储能项目在现货套利、调频等收入之外新增稳定收入来源，经济性明显改善。例如，甘肃2小时储能资本金IRR可达8.7%，容量收益占总收入约24%，且未来可靠性补偿机制有望进一步提升长时储能需求。
煤电容量电价提升对电价有何影响？
报告认为，煤电容量电价回收固定成本比例从30%提升至50%以上，容量电费增加但电能量电价下降，对冲后对工商业用户购电成本影响有限。据测算，2026年煤电容量补偿约1848亿元，折度电0.03元，但电能量价格下降可部分抵消。同时，容量电价提升支撑煤电利用小时进一步下降，推动煤电从生产型向资产型转变。
抽水蓄能新老划断政策如何执行？
114号文明确：对2021年633号文出台前开工的抽水蓄能电站，继续执行政府定价；对之后开工的，由省级政府每3-5年按平均成本制定统一容量电价，并鼓励参与市场、分享收益。这一安排保障了在建项目的收益连续性，同时倒逼新建项目控制成本。新项目容量电价水平预计在600元/千瓦·年以上，但需考虑市场收益分成。
哪些省份有望率先推进储能容量电价？
报告认为，三北新能源大省（青海、甘肃、宁夏已发布细则）和东部用电大省（广东、江苏、浙江等）有望率先推进。三北地区储能需求迫切，东部地区电能量电价下降明显，有空间给予较高容量电价。中部分省（湖北、湖南等）需求适中，政策推进节奏居中。内蒙古、新疆等现有放电量补偿省份需与114号文衔接。
报告中的代表性数据
甘肃独立储能资本金IRR
2025年，以100MW/200MWh储能电站为例，EPC单价0.715元/Wh，年充放电360次，容量电价330元/千瓦，现货价差0.24元/kWh，调频收入170万元/年，测算资本金IRR为8.7%。
2026年煤电容量补偿空间
2026年，基于公用煤电机组约1120GW、容量电价165元/千瓦（回收50%固定成本）测算，折合火电度电容量补偿约0.03元。
2024年储能容量租赁中标均价
2024年，按容量计算，加权均价较2023年下降37.8%，反映租赁价格竞争白热化，实际价格远低于指导价。
以上数据根据报告摘要整理，具体统计口径和数值请以完整报告原文为准。
完整报告包含什么
- 完整的历史沿革梳理：详细回顾抽水蓄能、煤电、气电、新型储能四类电源容量电价机制的演变历程，包括历年政策文件、电价标准和覆盖范围。
- 全国性容量电价机制114号文全文解读：逐条分析政策条款，对比新旧机制差异，解释对煤电、气电、抽蓄、新型储能的具体影响。
- 多省容量电价政策对比：以表格形式对比甘肃、青海、宁夏、内蒙古、新疆、河北等省份的补偿标准、计算方法和考核机制，附参数差异分析。
- 储能项目经济性测算模型：含甘肃2h/4h/6h储能的资本金IRR测算、敏感性分析（现货价差与容量电价双因素）、收益结构分解图。
- 煤电容量电价影响测算：包括不同机组类型（百万、六十万、三十万千瓦）在30%和50%容量电价比例下的期望电能量电价对比，以及容量电费对系统运行费用的影响。
- 抽水蓄能与锂电池储能调峰成本对标分析：基于典型调峰情景（5小时下调峰+2小时上调峰）的计算过程，包括初始投资、固定成本、可变成本及全投资收益率假设。
- 国际市场容量机制经验：详细介绍欧盟五种容量机制类型及从“基于价格”到“基于数量”的转变，以及PJM市场ELCC系数的测算方法和对长时储能的启示。
- 投资建议与重点公司估值表：包含宁德时代、阳光电源、海博思创等8家公司的评级、目标价、EPS及PE估值，附行业风险提示。
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