▍事件：

7月14日，甘肃省发展改革委发布《甘肃省关于建立发电侧容量电价机制的通知（征求意见稿）》，提出针对煤电机组、电网侧新型储能建立容量电价机制，对此，我们点评如下：

▍从单一制电价到两部制，容量电价有助于稳定发电侧市场预期。

与电能量针对实际发电量付费不同，容量电价针对电站建设规模进行付费，因此电能量电价有助于回收边际成本，而容量电价主要回收固定资本开支，有助于发电侧初始成本的回收。随着新能源电量占比不断提高，电力现货市场均价下降，对于发电侧主体收回投资成本产生不利影响。建立容量电价机制，将单一制电价调整为两部制电价，有助于稳定发电侧投资主体预期。

▍各省现货市场逐步试运行，看好容量电价机制逐步确立。

从本次甘肃省公布的征求意见稿具体细则看，煤电机组、电网侧新型储能容量电价暂按每年330元/kW执行，执行期限2年，其中电网侧储能有效容量=满功率放电时长/6×额定功率。我们认为本次甘肃省文件为国内首个省级容量电价政策，与此前河北、蒙西等地区按发电量补贴的形式明显不同，有助于储能项目收回初始投资成本，理清项目投资逻辑。同时，我们认为甘肃省容量电价具备一定前瞻性，对其他省市建立容量电价机制存在指导意义。随着国内多数省份2025年底前陆续启动电力现货市场试运行，我们看好容量电价在国内各省市陆续得到推广，构建中长期市场、现货市场、辅助服务市场、容量市场等多层次电力市场体系。

▍容量电价推动储能需求，运行考核利好头部储能厂商。

1）从需求端看，根据17电力微信公众号统计，2024年甘肃省2h储能现货充放电价差为0.265元/kWh，日均充放电次数1.71次，处于较高水平。根据我们测算，若考虑2年容量电价后，甘肃储能项目收益率将从5.1%提升至6.3%，若容量电价具备持续性，储能项目收益率可进一步提升至9-10%，大幅提升业主建设意愿；2）从供给端看，本次征求意见稿对项目运行质量提出考核，若储能项目月内发生3次非计划停运，扣减当月容量电费；全年有3个月发生，扣减全年容量电费。根据国家光伏、储能实证实验平台（大庆基地）数据，2024年锂电池储能非计划停运为18天（3000h运行工况），对满足容量电价考核提出一定挑战。我们认为在非停考核下，储能业主将提升对储能电芯、系统质量的要求，利好优质储能产品得到合理定价，促进行业向头部集中。

▍风险因素：

储能行业需求不及预期；国内外政策超预期变化；逆全球化加剧，海外业务拓展不及预期；行业竞争加剧，竞争格局恶化风险；上游原材料价格大幅波动风险。

▍投资策略。

我们认为随着电力市场改革持续推进，储能容量电价机制逐步确立，国内储能项目投资确定性将显著增强，装机规模将继续保持高速增长。同时，在容量电价考核机制设计下，储能项目运行稳定性的重要程度进一步提升，有助于提升业主对储能电芯、系统质量的要求，促进行业竞争格局优化。我们看好储能产业链相关的头部厂商：1）储能系统集成商；2）电芯供应商；3）PCS供应商。