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工业公用环保行业深度研究： 电价，“电量”向左，“容量+调节”向右，量化测算电力市场的容量电价与现货峰谷价差。

“十五五”电力容量电价大概率会先升后降，供需拐点将至

2023 年开始中国电量电价就开启了持续下行通道，而容量电价在发用电两 端的价值都在逐步提现。根据我们测算，我国电力容量供需“十五五”大概 率会出现拐点，主要原因在于：1）非降温负荷增速下降，虚拟电厂等带动 表观最高负荷增速放缓，2）我们预计 2026-30 年全国有效容量 CAGR 从“十 四五”的 4.8%提升至 6.4%（其中抽蓄和新型储能分别贡献 0.8pct），而最 高用电负荷的增速从 7.0%下滑至 5.0%。我们认为，如果煤价无法持续上涨， 在没有极端气候的前提下峰值电价很难再进一步创新高，所以未来的峰谷价 差可能主要靠谷值电价下限的打开。

容量机制可能的变化，不区分技术路线：火储同台，风光水核共享

我们判断，未来容量机制有可能会不区分技术类型按照顶峰有效容量分配， 不仅是火电和抽蓄可以参与，甚至包括核电、水电和风光在内的所有电力市 场参与主体都可以共享，这会：1）激发风光配储的需求，2）有效保障电量 供需走弱背景下核电的盈利。我们通过单位投资和 LCOS 的比较，认为火 电和抽蓄在灵活性资源中依然具有竞争优势，且需要的峰谷价差明显低于新 型储能中成本最低的锂电池储能。

2027 年前后大部分地区现货峰谷价差或可支撑储能和火电的盈利

假设完全没有容量电价或类似的补贴，两充两放的电站需要峰谷价差达到 0.4-0.5 元/度才可以获得 6%以上的 IRR。参照甘肃的政策，若容量电价标 准达到 330 元/千瓦，峰谷价差 0.3-0.4 元/度（例如今年的蒙西、山西和山 东）就可以支撑锂电池储能获得合理回报。同样的假设下，抽蓄要求的峰谷 价差约 0.2-0.3 元/度，火电为 0.2-0.4 元/度。根据我们的预测，我国 2027 年前后风光装机占比或超过 50%，参考蒙西与山西近年的现货电价情况， 我们认为未来全国范围内大部分地区现货价差可能达到 0.4 元/度左右。

我们与市场观点的不同之处

市场可能会担心新型储能的放量会影响中国电力系统对火电、核电和抽水蓄 能的需求，我们通过测算证明“十五五”基荷电源的建设速度依然无法匹配 表观最高负荷的增长，我们对“十五五”火电和核电的盈利能力与增长有信 心；加上抽蓄的 LCOS 目前来看还是显著低于电池储能，我们依然看好其 发展。容量电价是中国三大电力市场中最能稳定资本开支预期回报率的机制 设计，同时也是最能够激发投资积极性的电价机制，其加速市场化或更合理 的定价方式不仅意味着电力运营商盈利的稳定性提升与估值中枢上移，也意 味着设备端订单的可持续放量。基于此，我们继续推荐三大电气与传统电源 与抽水蓄能电力龙头企业。