核心观点
　　国家发展改革委、国家能源局发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号，简称114号文）。114号文提出分类完善煤电及天然气发电、抽水蓄能、电网侧独立新型储能容量电价机制、有序建立发电侧可靠容量补偿机制、完善相关配套政策等内容。
　　煤电：容量电价回收煤电机组固定成本比例提升至不低于50%。2023年《关于建立煤电容量电价机制的通知》确定了2024-2025年容量电价回收煤电机组固定成本的比例，即多数地方30%左右，部分煤电功能转型较快的地方50%左右。根据114号文，容量电价回收煤电机组固定成本的比例将提升至不低于50%，并可结合实际情况进一步提高。容量电价的进一步提升，或在部分地区煤电利用小时数下移背景下为煤电企业提供部分保障收益。
　　抽水蓄能：新老划断，建立省级统一容量电价，推行市场化收益分享机制。抽水蓄能以《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格〔2021〕633号，简称633号文）的出台作为新老划断的时间窗口。633号文出台前开工的抽蓄电站，容量电价继续实行政府定价；633号文出台后开工的电站由省级价格主管部门每3-5年按经营期内弥补平均成本的原则，制定省级电网同期新开工电站统一的容量电价。“一省一价”且3-5年长周期定价能够提升抽蓄项目投资回报稳定性，有利于吸引投资。同时，抽水蓄能电站自主参与电能量、辅助服务等市场，获得的市场收益按比例由电站分享。114号文为抽蓄电站建立了“容量保底+市场增收”的盈利模式。
　　储能：建立电网侧独立新型储能容量电价机制，容量电价水平以当地煤电容量电价标准为基础。储能容量电价根据顶峰能力按一定比例折算，并考虑电力市场建设进展、电力系统需求等因素确定。
　　有序建立发电侧可靠容量补偿机制，做好与容量电价的衔接。根据114号文，未来将由容量电价过渡至可靠容量补偿机制。补偿机制将对机组可靠容量按照统一原则进行补偿。这一方法有利于不同技术类型公平竞争，推动行业高质量发展。
　　完善电力市场交易和价格机制，适当调整省内煤电中长期交易价格下限。114号文指出在煤电容量电价机制完善后，各地不再统一执行基准价下浮20%的下限。省内市场供需双方签订中长期合同时，各地不得强制要求签订固定价，可根据电力供需、市场结构等情况，要求年度中长期合同中约定一定比例电量实行反映实时供需的灵活价格。煤电交易下限的打开或导致部分省份电价中枢进一步下降。
　　投资建议。容量电价机制的完善有利于提升火电等调节性电源的收益获取能力。其中火电板块的高股息龙头有望受益于容量电价比例抬升，相关标的华能国际、华电国际。
　　风险提示。政策推进不及预期，煤价上涨，电价下降等。