2023年6月底，国内可再生能源装机容量历史性超越煤电，在新型电力系统下，电网可靠性需求迫切，需要足够的装机容量充裕度，而由于火电灵活性改造、抽水蓄能、新型储能等调节型资源运营小时数偏低，叠加市场化边际电价低，通过单一制电价机制盈利能力较弱，因此需要通过容量成本回收方式实现盈利托底，三种容量成本回收机制中，国内更适合容量补偿机制。目前国内源储侧实施容量电价的机组主要有煤电机组、抽水蓄能电站、部分天然气机组、少数地区新型储能，用户侧主要由大型工商业用户承担容量成本。在新型电力系统中，容量电价将实现调节型资源的价值发现，建设成本向下游传导，并对调节型资源实现盈利托底的关键功能，对维护新型电力系统可靠性具有重要意义。
2023年11月8日国家发改委和能源局印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》，明确以330元/ kW・年为标准固定成本，回收比例上，2024～2025年多数地方为30%左右，对应100元/ kW・年，部分地方50%左右（河南、湖南、重庆、四川、青海、云南、广西），对应165元/ kW・年，2026年起逐步调增至50%~70%。我们测算2025年煤电容量电价带来机组收益约为1000亿元，我们预计将助力煤电盈利能力修复提升，以此激励煤电灵活性改造与容量保持，从而提升电力系统的可靠性。
随着新型储能装机量持续增长，2023年H1实现累计装机20.7GW，但根据中电联2022年发布的《新能源配储能运行情况调研报告》，电化学储能项目平均等效利用系数为12.2%，相当于年均利用小时数约为1000小时，远低于其他电力机组设备，盈利是其核心问题，需要通过容量电价机制对其盈利托底。目前国内山东、新疆、湖南等地分别通过容量补偿、容量市场等形式对新型储能构建容量电价，经我们测算各地新型储能容量电价为238-400元/kW・年，考虑近期新型储能成本端持续降低，EPC价格从2022年12月的1.87元/Wh降至2023年9月的降低至1.44元/Wh，降幅达23%，为容量电价进一步实施扫除经济性障碍。我们参考抽水蓄能的经营期定价法，以资本金内部收益率为15%进核算，得到新型储能容量电价约为200元/kW・年，基于此我们测算2027年新型储能容量电价带来的容量成本补偿达到118亿元，新型储能有望盈利向好。
下一个阶段容量电价，这对于电力企业是很有意义的，毕竟是有盈利托底的关键功能，未来火电企业盈利能力也是有所保证的，而中长期利好的是新型储能，可以看到这方面的利好消息不断释放，技术走势来看，储能板块呈现探底回升的走势，短期均线也是形成多头排列，但是面临的问题就是上方大量套牢盘，对于储能板块来讲中长期还是有机会的，短期看如何消化压力。
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