惠誉评级称，中国针对燃煤电厂的固定成本补偿新规应能稳定火力发电占比较高的省份电厂的现金流；在可再生能源充沛时抑制成本效益较低的燃煤发电调度，有助于减排。该政策要求按可用容量而非发电量向合资格发电机组付费，这在保障能源可靠性的同时改变了燃煤电厂的收益模式。从发电量到容量价值的转变，将对设备利用率、收益波动性和转型风险产生影响。

　　2025年，由于可再生能源满足了新增需求的绝大部分份额，中国燃煤发电量十年来首次下降，而煤炭装机容量却仍在持续增加。这导致装机容量与利用率之间的差距扩大，近年来煤电机组负荷率徘徊在50%左右的低位。新机制通过向燃煤电厂提供固定成本补贴（全国基准价为每千瓦330元人民币）来解决这一错配问题，补贴额度与实际运行时长无关。该政策旨在支持燃煤电厂在用电高峰期及可再生能源发电量较低时发挥灵活备用电源的作用。

　　短期内，此举对燃煤电厂利润率的提升作用或依然有限，且存在区域差异。容量电价从每千瓦100元人民币上调至165元人民币，按2025年利用小时数计算，相当于每兆瓦时上调约16元人民币。然而，2026年多个省份的年度合同电价降幅更大；部分沿海省份年度合同电价每兆瓦时下跌50-70元人民币。因此，尽管容量电价上调，但2026年的点火价差（实际电价与单位煤炭成本之差）或将收窄，其中内陆及北方省份受影响较小，因其年度合同电价相对稳定。

　　长期而言，容量电价上调将改善固定成本回收率，助力政策制定者扩大现货交易，从而提升燃煤电厂的业务状况。在现货市场上，燃煤发电企业通常能收回可变成本，但难以覆盖固定成本——比如广东等先行试点省份。提高容量电价有助于弥补固定成本缺口，随着现货交易占比提升，这将有效降低价格波动风险。

　　对于风电和太阳能项目，新机制可能对电力销售收入构成压力，因为这些项目无法获得容量电价，且市场电价可能下跌。仍有较高比例的发电量通过机制电价销售的存量项目（主要是2025年5月前投产的项目）受影响有限，而保障电量较少且现货交易占比较高的新建项目将受到更大冲击。更清晰的价格信号也有助于促进可再生能源投资的审慎性，减少亏损性投标。

　　上述电价机制转变将使独立储能系统受益。监管机构已确认，储能系统除可获得充放电套利收益外，还将有资格获得容量电价，这将提高其收益稳定性，并可能会促进新增装机。