华泰公用发电侧容量电价新规基本符合预期事件2026年1月3

观点：

1. 各类电源容量电价机制完善基本符合预期，有望提升调节电源的固定收入占比，盈利稳定性提升，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。

分电源情况：

1. 火电：煤电容量电价提升至不低于165元/千瓦，决定权下放至地方，可结合实际情况进一步提高；各地可适当调整省内煤电中长期市场交易价格下限。首次全国层面提出气电容量电价，具体影响需待各省方案出台。
2. 抽蓄：新规实施新老划断，此前项目继续执行政府定价（保障6.5%IRR）；增量项目由省级价格主管部门每3-5年制定统一容量电价，核心是回收平均固定成本，调节价值通过参与电能量、辅助服务等市场体现，增量项目平均IRR可能下降，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。
3. 电网侧独立新型储能：首次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折算，盈利模式改善，有望刺激新增投资。
4. 可靠容量补偿机制提出：未来容量机制可能不区分技术类型按照顶峰有效容量分配，建立后原有容量电价不再重复执行。

关键数据：

• 抽蓄抽水、电网侧独立新型储能充电时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）。

研究结论：

• 容量电价机制完善有助于提升调节电源盈利稳定性，火电、抽蓄、新型储能等领域均有利好，但抽蓄项目IRR可能下降，需关注煤电、气电容量电价提升进程及抽蓄项目IRR实现情况。