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本期投资提示：
国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号，以下简称《通知》）。
应对新能源转型痛点，破解调节性电源发展瓶颈。本次容量电价机制完善的底层动因，源于新型电力系统转型中的“供需错配”与现行机制的“适配不足”。一方面，我国新能源已成为第一大装机电源类型，但随机性、波动性强的特性，决定了必须依赖煤电、气电、抽水蓄能、新型储能等调节性电源“兜底保供”——在新能源出力不足时顶峰供电，在新能源大发时“让渡”发电空间，而这类电源“备而不用”的容量价值此前未得到充分保障。另一方面，现行机制存在三大突出问题：一是部分地区煤电利用小时数快速下降，原有容量电价对固定成本的覆盖力度不足；二是抽水蓄能定价缺乏成本约束，不利于项目科学布局与降本增效；三是气电、新型储能容量电价机制各省不统一，难以形成公平竞争环境。在此背景下，完善机制成为平衡“新能源消纳、电力安全、调节性电源收益”的关键举措，为新型电力系统建设扫清制度障碍。
聚焦抽蓄与储能精准定价，分类理顺调节性电源收益逻辑。《通知》对四类调节性电源的容量电价机制进行差异化优化。对于电网侧独立新型储能，政策首次在国家层面明确容量电价机制：各地可结合当地煤电容量电价标准、储能放电时长、顶峰贡献等因素核定价格，打破了此前各省探索的碎片化格局。例如，放电时长更长、顶峰时段贡献更大的储能项目，可获得更高容量补偿，精准锚定储能的调节价值，解决了仅依赖电能量市场难以回收固定成本的痛点。对于抽水蓄能，政策采用“新老划断”的差异化策略，对633号文件出台前开工建设的电站，维持现行价格机制不变，具体由各地制定或校核；对633号文件出台后开工建设的电站，实行“一省一价”，由各地按照弥补平均成本的原则制定当地统一的容量电价，同时电站自主参与电力市场，获得的收益由电站和用户分享。这一调整既通过“平均成本定价”实现成本精准疏导，又通过“收益分享”倒逼项目降本增效，避免此前成本约束不足的问题。此外，煤电明确“通过容量电价回收固定成本的比例不低于50%”（折合每年每千瓦165元），直接增厚保供电源收益；气电可参照煤电机制制定容量电价，填补了此前的政策空白，四类电源的收益路径均实现“清晰化、精准化”。对于气电，国家明确可参照煤电建立容量电价机制，广东已率先落地差异化定价，按机组类型与调节能力分档定价，对高调节性及技术示范机组给予更高支持。
统一调峰补偿标尺，拉平收益水平引导投资理性。《通知》的关键突破在于提出“建立发电侧可靠容量补偿机制”，真正实现“不同机组调峰统一定价、拉到一个水平线补偿”。可靠容量以“机组顶峰时段持续供电能力”为核心标尺，无论煤电、气电还是抽蓄、储能，未来电力现货市场连续运行后，均按这一统一标准获得补偿，不再区分机组类型单独制定容量电价。这一机制彻底改变了此前“按电源类型定补偿”的碎片化模式。若顶峰能力相当，即可获得同等水平的容量补偿，公平反映各类机组对电力系统的实际贡献。统一标尺带来的直接效果是避免盲目布局低效调节资源。例如，新型储能若想获得更高收益，需优化技术路线以提升放电时长与顶峰响应速度；煤电则可通过灵活性改造增强调峰能力，进一步提升容量价值。这种价值与收益挂钩的机制，推动行业从粗放投资转向理性，优化电力系统资源配置效率。
精准调控筑牢盈利底，强化电力公用事业属性。本次机制完善通过“精准定价+稳定补偿”，为各类发电主体构建了可预期的收益框架，显著强化电力行业的公用事业属性。不同发电类型均能通过容量电价获得稳定的“保底收益”，再叠加市场化的电能量收益，盈利波动性降低。从用户端看，调节性电源“成本上移（容量电价）+成本下移（电能量市场）”形成对冲，体现了公用事业“保民生、稳成本”的核心特征。长远来看，机制通过稳定调节性电源投资预期，既保障了电力系统安全充裕，又支撑新能源消纳，实现“安全保供、绿色低碳、经济高效”的三重目标，推动电力行业从“周期博弈”向“价值稳定”的公用事业属性切换，为板块长期估值重塑提供制度支撑。
投资分析意见：煤电：推荐煤电一体化带来稳定盈利空间的国电电力、内蒙华电、建投能源，电力端全产业链布局的广州发展，以及大机组占比高的华能国际电力、华电国际电力。水电：大水电梯级联调的增发效益下水电有望量利双增，分红稳定强化红利属性，推荐长江电力、国投电力、川投能源、华能水电、桂冠电力。
风险提示：电价超预期下降的风险、煤炭价格超预期上行的风险。
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