智通財經APP獲悉，中信證券發佈研究報告稱，國內2023H1新型儲能累計裝機20.7GW，然而新型儲能的利用率較低、盈利模式不清晰、電價機制有待優化，一定程度上限制其可持續快速發展，容量電價機制能夠爲電力調節性資源盈利托底，目前已在我國煤電、抽水蓄能、氣電中大範圍應用，並在新型儲能小範圍試水。
考慮到2023年以來新型儲能成本持續降低，有望助力容量電價在新型儲能中進一步拓展，該行基於經營期定價法並設定資本金內部收益率爲15%，覈算新型儲能容量電價約200元/kW·年，結合CNESA（中關村儲能產業技術聯盟）預測新型儲能裝機量，該行測算2023-2027年容量電價將有望爲新型儲能帶來8億/9億/41億/74億/118億元容量電費，爲新型儲能實現盈利托底，促進新型儲能健康可持續快速發展。
建議核心把握三條主線：1）新型儲能運營商，直接受益邏輯，有望率先受益於容量電價機制的進一步推廣落地；2）儲能EPC（Engineer, Procure, Construct）及系統集成商，同步受益於上游材料端降價和下游盈利能力確定性提升；3）儲能元組件以及溫控與安防，裝機增量邏輯。
中信證券主要觀點如下：
容量電價：爲調節型資源盈利托底，維護新型電力系統可靠性的重要措施。
2023年6月底，國內可再生能源裝機容量歷史性超越煤電，在新型電力系統下，電網可靠性需求迫切，需要足夠的裝機容量充裕度，而由於火電靈活性改造、抽水蓄能、新型儲能等調節型資源運營小時數偏低，疊加市場化邊際電價低，通過單一制電價機制盈利能力較弱，因此需要通過容量成本回收方式實現盈利托底，三種容量成本回收機制中，國內更適合容量補償機制。目前國內源儲側實施容量電價的機組主要有煤電機組、抽水蓄能電站、部分天然氣機組、少數地區新型儲能，用戶側主要由大型工商業用戶承擔容量成本。在新型電力系統中，容量電價將實現調節型資源的價值發現，建設成本向下遊傳導，並對調節型資源實現盈利托底的關鍵功能，對維護新型電力系統可靠性具有重要意義。
覆盤：容量電價促進抽水蓄能健康發展。
目前國內容量電價機制最成熟的是抽水蓄能，我們覆盤了抽水蓄能容量電價發展歷程，將其劃分爲四個階段，
1）抽水蓄能起步和發展階段（1958~2014），實現了技術與容量積累，由於難以解決運行經濟性，“十二五”規劃30GW裝機未能實現；
2）兩部制電價試水階段（2014~2021），2014年發改委通知抽水蓄能正式推出容量電價，納入電網運行費用，不計入輸配電價、不納入有效資產，其成本疏導難度較大；
3）容量電價覈准與疏導階段（2021~2023），2021年發改委下發意見，電價覈准上，不再以成本+准許收益，是按經營期定價法覈定，以資本金內部收益率爲指標覈算容量電價，成本疏導上，將抽水蓄能容量電價納入輸配電價，由用戶承擔，打通成本疏導通道；
4）抽水蓄能發展新階段（2023~），2023年國家發改委連續發文，一是將48座已/擬投運抽水蓄能電站的容量電價覈算完成，給出明碼標價，經統計，48座抽水蓄能電站加權平均容量電價爲490.36元/kW·年，對應年度累計容量電費近250億元，二是將抽蓄運行費用從輸配電價中單列出來，培養用戶爲調節型資源付費的意識。在容量電價持續作用下，抽水蓄能近年來快速發展，據CNESA數據，2021-2023H1國內抽水蓄能分別新增裝機8.0/6.3/3.3GW，2021和2022年實現累計裝機量同比增長25%/16%。
新政：煤電容量電價落地，助力煤電盈利能力修復。
2023年11月8日國家發改委和能源局印發《關於建立煤電容量電價機制的通知》，明確以330元/ kW·年爲標準固定成本，回收比例上，2024～2025年多數地方爲30%左右，對應100元/ kW·年，部分地方50%左右（河南、湖南、重慶、四川、青海、雲南、廣西），對應165元/ kW·年，2026年起逐步調增至50%~70%。我們測算2025年煤電容量電價帶來機組收益約爲1000億元，我們預計將助力煤電盈利能力修復提升，以此激勵煤電靈活性改造與容量保持，從而提升電力系統的可靠性。
展望：新型儲能需要盈利提升，容量電價機制漸近，新型儲能盈利有望向好。
隨着新型儲能裝機量持續增長，2023年H1實現累計裝機20.7GW，但根據中電聯2022年發佈的《新能源配儲能運行情況調研報告》，電化學儲能項目平均等效利用係數爲12.2%，相當於年均利用小時數約爲1000小時，遠低於其他電力機組設備，盈利是其核心問題，需要通過容量電價機制對其盈利托底。目前國內山東、新疆、湖南等地分別通過容量補償、容量市場等形式對新型儲能構建容量電價，經我們測算各地新型儲能容量電價爲238-400元/kW·年，考慮近期新型儲能成本端持續降低，EPC價格從2022年12月的1.87元/Wh降至2023年9月的降低至1.44元/Wh，降幅達23%，爲容量電價進一步實施掃除經濟性障礙。我們參考抽水蓄能的經營期定價法，以資本金內部收益率爲15%進覈算，得到新型儲能容量電價約爲200元/kW·年，基於此我們測算2027年新型儲能容量電價帶來的容量成本補償達到118億元，新型儲能有望盈利向好。
風險因素：
容量電價相關政策推進與落地不及預期風險；電力市場建設不及預期風險；新能源裝機量增速不及預期；新型儲能原材料價格波動風險；新型儲能裝機量增速不及預期風險。
投資策略。
國內2023H1新型儲能累計裝機20.7GW，然而其存在利用率較低、盈利模式不甚清晰、電價機制有待優化等現狀，一定程度上限制其可持續快速發展，容量電價機制能夠爲電力調節性資源盈利托底，目前已在我國煤電、抽水蓄能、氣電中大範圍應用，已在新型儲能小範圍試水。考慮到2023年以來新型儲能成本持續降低，有望助力容量電價在新型儲能中進一步拓展，我們基於經營期定價法並設定資本金內部收益率爲15%，覈算新型儲能容量電價約200元/kW·年，結合CNESA預測新型儲能裝機量，我們測算2023-2027年容量電價將有望爲新型儲能帶來8億/9億/41億/74億/118億元容量電費，爲新型儲能實現盈利托底，促進新型儲能健康可持續快速發展。
投資上建議核心把握三條主線：1）新型儲能運營商，直接受益邏輯，有望率先受益於容量電價機制的進一步推廣落地；2）儲能EPC及系統集成商，同步受益於上游材料端降價和下游盈利能力確定性提升；3）儲能元組件以及溫控與安防，裝機增量邏輯。維持儲能行業“強於大市”評級。