国内2023H1 新型储能累计装机20.7GW，然而新型储能的利用率较低、盈利模式不清晰、电价机制有待优化，一定程度上限制其可持续快速发展，容量电价机制能够为电力调节性资源盈利托底，目前已在我国煤电、抽水蓄能、气电中大范围应用，并在新型储能小范围试水。考虑到2023 年以来新型储能成本持续降低，有望助力容量电价在新型储能中进一步拓展，我们基于经营期定价法并设定资本金内部收益率为15%，核算新型储能容量电价约200 元/kW·年，结合CNESA（中关村储能产业技术联盟）预测新型储能装机量，我们测算2023-2027 年容量电价将有望为新型储能带来8 亿/9 亿/41 亿/74 亿/118 亿元容量电费，为新型储能实现盈利托底，促进新型储能健康可持续快速发展。建议核心把握三条主线：1）新型储能运营商，直接受益逻辑，有望率先受益于容量电价机制的进一步推广落地；2）储能EPC（Engineer, Procure,Construct）及系统集成商，同步受益于上游材料端降价和下游盈利能力确定性提升；3）储能元组件以及温控与安防，装机增量逻辑。
容量电价：为调节型资源盈利托底，维护新型电力系统可靠性的重要措施。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。
复盘：容量电价促进抽水蓄能健康发展。目前国内容量电价机制最成熟的是抽水蓄能，我们复盘了抽水蓄能容量电价发展历程，将其划分为四个阶段，1）抽水蓄能起步和发展阶段（1958~2014），实现了技术与容量积累，由于难以解决运行经济性，“十二五”规划30GW 装机未能实现；2）两部制电价试水阶段（2014~2021），2014 年发改委通知抽水蓄能正式推出容量电价，纳入电网运行费用，不计入输配电价、不纳入有效资产，其成本疏导难度较大；3）容量电价核准与疏导阶段（2021~2023），2021 年发改委下发意见，电价核准上，不再以成本+准许收益，是按经营期定价法核定，以资本金内部收益率为指标核算容量电价，成本疏导上，将抽水蓄能容量电价纳入输配电价，由用户承担，打通成本疏导通道；4）抽水蓄能发展新阶段（2023~），2023 年国家发改委连续发文，一是将48 座已/拟投运抽水蓄能电站的容量电价核算完成，给出明码标价，经统计，48 座抽水蓄能电站加权平均容量电价为490.36 元/kW·年，对应年度累计容量电费近250 亿元，二是将抽蓄运行费用从输配电价中单列出来，培养用户为调节型资源付费的意识。在容量电价持续作用下，抽水蓄能近年来快速发展，据CNESA 数据，2021-2023H1 国内抽水蓄能分别新增装机8.0/6.3/3.3GW，2021 和2022 年实现累计装机量同比增长25%/16%。
新政：煤电容量电价落地，助力煤电盈利能力修复。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。
展望：新型储能需要盈利提升，容量电价机制渐近，新型储能盈利有望向好。
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。
风险因素：容量电价相关政策推进与落地不及预期风险；电力市场建设不及预期风险；新能源装机量增速不及预期；新型储能原材料价格波动风险；新型储能装机量增速不及预期风险。
投资策略。国内2023H1 新型储能累计装机20.7GW，然而其存在利用率较低、盈利模式不甚清晰、电价机制有待优化等现状，一定程度上限制其可持续快速发展，容量电价机制能够为电力调节性资源盈利托底，目前已在我国煤电、抽水蓄能、气电中大范围应用，已在新型储能小范围试水。考虑到2023 年以来新型储能成本持续降低，有望助力容量电价在新型储能中进一步拓展，我们基于经营期定价法并设定资本金内部收益率为15%，核算新型储能容量电价约200 元/kW·年，结合CNESA 预测新型储能装机量，我们测算2023-2027 年容量电价将有望为新型储能带来8 亿/9 亿/41 亿/74 亿/118 亿元容量电费，为新型储能实现盈利托底，促进新型储能健康可持续快速发展。投资上建议核心把握三条主线：
1）新型储能运营商，直接受益逻辑，有望率先受益于容量电价机制的进一步推广落地；2）储能EPC 及系统集成商，同步受益于上游材料端降价和下游盈利能力确定性提升；3）储能元组件以及温控与安防，装机增量逻辑。维持储能行业“强于大市”评级。
