东吴证券（601555）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（850101）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（885921）、气电、抽水蓄能（885935）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（850101）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（885921）、气电、抽水蓄能（885935）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（884146）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（885921）容量电价机制：首次将电网侧独立新型储能（885921）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（562350）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（850101）及价格主管部门联合制定。2)完善抽水蓄能（885935）容量电价机制：对抽水蓄能（885935）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（885430）发电容量电价机制：省级价格主管部门可对天然气（885430）发电建立容量电价机制，容量电价按照回收天然气（885430）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（562350）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（850101）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（885921）等，逐步扩展至抽水蓄能（885935），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（885935）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（885921）：容量电价落地将显著改善独立储能（885921）电站的收益模型，利好优质储能（885921）资产运营。3)新能源（850101）：调节性资源支撑新型电力（562350）系统建设，支持保障新能源（850101）消纳。建议关注：【火电（884146）】华能国际（600011）H、华电国际（600027）H；【抽水蓄能（885935）】南网储能（600995）；【新能源（850101）】龙源电力（001289）H、三峡能源（600905）、中闽能源（600163）。
风险提示：政策执行不及预期，电力（562350）市场化交易价格波动风险等。(东吴证券（601555）袁理,任逸轩)
