中信证券发布研报称，在高比例新能源场景下，保障电力系统平衡面临巨大挑战，各类发电主体装机成本有待合理回收，建立体现容量支撑能力价值的电力容量市场机制迫在眉睫。预计短期内以容量补偿价格为主对传统基荷电源装机成本进行有效回收；中长期建立电力容量市场，将新型储能、风电光伏、虚拟电厂等更多供电主体纳入市场。建议关注容量市场建设进程中直接受益的火电企业，储能和虚拟电厂的盈利模式拓宽，以及智能计量设备、电力交易软件等配套产业链机遇。

中信证券主要观点如下：

必要性：新能源市场化提速推进，电力容量市场需未雨绸缪

电力系统层面，在高比例新能源场景下，保障电力系统平衡面临巨大挑战。发电企业层面，利用小时持续压缩，火电企业经营不善。参与主体层面，新型储能、虚拟电厂盈利模式缺失，单一能量市场无法对灵活性资源形成充分激励。长期来看，建立体现容量支撑价值的电力容量市场机制是必然趋势。

充分性：市场化进程持续推进，电力市场拼图正将补齐

在新型电力系统之下，电力市场正从“单一能量市场”向“能量+容量+辅助服务”多元体系过渡。容量与能量市场分别对应电力系统的可靠性保障与经济运行两大核心目标。从市场建设节奏看，中长期市场已较为完善成熟，电力现货交易正广泛推进，电力容量市场作为电力交易体系的有效补充，当未雨绸缪。

容量市场是一种由行政力量推动的市场化激励机制

现阶段全国以火电、抽蓄的补偿电价为主，地方层面新型储能有所探索。从电力市场保障发电容量充裕性的机制上看，当前国内外主要采用的模式有稀缺电价、固定成本补偿机制、容量市场机制等。相较于其它机制，容量市场具有更高的资源配置效率，并对源侧装机实现有效指引，或是容量补偿机制的最终形态。

政策落地尚存多方利益博弈，需破除机制硬件瓶颈

机制设计面临虚高报价等道德风险及容量测度偏差等现实问题，通过模型机制优化进行克服；利益博弈涉及发电端火电新能源目标冲突、电网端跨省容量调度分歧、用户端电价稳定与财政负担平衡等；硬件瓶颈涉及传统机组灵活性欠缺、新型主体规模化滞后、跨省输电通道饱和、计量检测智能化缺失等客观现实。

政策预期：试点先行，由点及面，协同融合

短期内或以容量补偿价格为主对火电、抽蓄等传统基荷电源装机成本有效回收；中期构建全国统一容量市场框架，扩展市场参与主体，将风电光伏配储、新型储能、虚拟电厂等更多可靠供电主体纳入市场；长期促进市场体系完善，推动容量市场与电能量、辅助服务市场、绿电绿证市场、电力金融衍生品市场的协同融合。

投资机遇：传统电源直接受益，配套产业链前景可期

其一，传统火电和储能或直接受益，容量补偿机制对深度调峰能力的考核要求将倒逼煤电机组加快灵活性改造，并大幅改善储能投资经济性。其二，跨省输送电通道潜在扩容需求有待挖掘，虚拟电厂等综合能源服务商盈利空间显著拓宽；其三，智能计量设备、电力交易软件等配套产业链间接受益。

风险因素

双碳战略推进不及预期；电力容量市场政策推进不及预期；电力容量市场省区间协同不及预期；宏观因素引致电能需求不及预期。