容量电价拨云见日价值重构

投资建议容量补偿渐行渐近煤电迎来价值重估市场对煤电容量电价存在三大认知误区，容量电价有望驱动煤电资产价值重。市场认知误区一国内已有电力辅助服务市场无需进行容量补偿机制建设电力辅助服务市场与容量补偿机制针对的并非电力系统的同一问题。前者主要用来解决电力系统短期灵活性问题，而后者是为解决电力系统长期充裕度及灵活性问题。市场认知误区二容量补偿机制仅为电源“存量博弈我国煤电容量补偿成本必然将向下游用户传导（未理顺成本传导途径的容量补偿机制对促进投资、保障电力系统长期充裕度的作用十分有限。市场认知误区三仅关注煤电机组回报率提升幅度我价对于煤电机组的意义不在于盈利水平的抬升而在于盈利稳定性的优。参考历史复盘经验，煤电资产E稳定性增强后二级市场估值水平有望抬升。推荐存量煤电资价值有望预期的火电行业标的：国电电力华能国际华电国际、大唐发电、粤电力、申能股份，受益标的华电力、中国电力、广州发。表1：重点公司盈利预测与估值板块代码公司收盘价（元）S评级2021A2022E2023E2021A2022E2023E火电及型600795.H国电电力4.02-0.100.150.392710增持600011.H华能国际8.37-0.65-0.490.6712增持600027.H华电国际6.00-0.500.010.5711谨慎增持601991.H大唐发电3.04-0.50-0.020.1817谨慎增持000539.Z粤电力A6.82-0.60-0.540.2924增持600642.H申能股份5.820.330.340.7617178增持nd，（股价对应2023年03月03日收盘价）市场认知误区一已有电辅助服务市无需量补偿机制容量补偿机制用于解决电力系统长期问题容量电价机制与辅助服务市场针对电力系统的不同问机制，一种市场常见的认知误区为：电力辅助服务市场与容电机制所起到的作类似在目前已经有了电力辅助服务市的情况，已无需开展容电价机建。实际上两者针对的并非电力系统的同一问题容量电价机是解决电力系长期充裕度问而电力辅助服务市主要用解决电力系统短期灵活性问题。表2：容量电价机制与辅助服务市场针电力系统的不同问题市场类型时间周期解决电力系统问题市场手段辅助服务短期灵活性有功平衡服务、无功平衡服务、事故应急及恢复服务容量电价长期充裕度稀缺定价、容量补偿、容量市场数据来源：容量电价机制用于解决电力系统长期充裕度问题碳中新能（出力具有随机性、波动性为主体的新型电力系长周期维对系统充裕提出了更高的要，电力系统必须保证满足最大用电高峰时留有充裕的电源容量以应对突发事并保证电网安全容量电价机制目的在于保障及支撑合理的调节性电源装机量，以保障电力系统长期充裕度。电力辅助服务用于满足电力系统瞬时平衡性与安全要是为了满电力系统瞬时平衡性与安全据国家能源《电力辅助服务管理办法：1）电力辅助服务是指为维持电力系统安全稳定运、保证电能质、促进清洁能源消，由电力系统各主所提供各服2电力辅助服务种类主要包括有功平衡服务无功平衡服务和事故应急及恢复服。服务种类服务细类具体内容有功平服务调频服务种类服务细类具体内容有功平服务调频电力系统频率偏离目标频率时，并网主体通过调速系统、自动功率控制等方式，调整有功出力减少频率偏差所提供的服务。调频分为一次调频和二次调频。调峰指为跟踪系统负荷的峰谷变化及可再生能源出力变化，并网主体根据调度指令进行的发用电功率调整或设备启停所提供的服务。备用指为保证电力系统可靠供电，在调度需求指令下，并网主体通过预留调节能力，并在规定的时间内响应调度指令所提供的服务。转动惯量指在系统经受扰动时，并网主体根据自身惯量特性提供响应系统频率变化率的快速正阻尼，阻止系统频率突变所提供的服务。爬坡指为应对可再生能源发电波动等不确定因素带来的系统净负荷短时大幅变化，具备较强负荷调节速率的并网主体根据调度指令调整出力，以维持系统功率平衡所提供的服务。无功平服务自动电压控制指利用计算机系统、通信网络和可调控设备，根据电网实时运行工况在线计算控制策略，自动闭环控制无功和电压调节设备，以实现合理的无功电压分布。调相运行指发电机不发出有功功率，只向电网输送感性无功功率的运行状态，起到调节系统无功、维持系统电压水平的作用。事故应及恢复务稳定切机服务指电力系统发生故障时，稳控装置正确动作后，发电机组自动与电网解列所提供的服务。稳定切负荷服务指电网发生故障时，安全自动装置正确动作切除部分用户负荷，用户在规定响应时间及条件下以损失负荷来确保电力系统安全稳定所提供的服务。黑启动服务指电力系统大面积停电后，在无外界电源支持的情况下，由具备自启动能力的发电机组或抽水蓄能、新型储能等所提供的恢复系统供电的服务。数据来源：国家能源局，长期电力充裕度问题亟待新价格机制理顺022年迎峰期间部分区域电力保供形势依旧严峻2022年国1级电网用电负荷创新迎峰度/度冬期区域电力供需紧情况时有发：12022年7~8月华东、华中区域电力保供形势严，多省份接连发布有序用电方案22022年12月云等少数省份电力供需形势较为紧，对部分高耗能企业实行限产管理。地区时间有序用电方案核心内容云南2022年4月用电规模指标分配按照地区时间有序用电方案核心内容云南2022年4月用电规模指标分配按照Ⅰ级（特别严重、Ⅱ（严重）Ⅲ级（较重、Ⅳ（一般四个等级确定，依次为600万千瓦、450万千瓦、300万千瓦、150万千瓦。山东2022年6月按照不低于全网历史最大用电负荷的5%、10%、15%、20%，将有序用电划分为蓝色黄色、橙色红色四级预警对应供电缺口规模分别为500万千瓦1000万千瓦1500万千瓦万千瓦。其中，蓝色预警按每100万千瓦细分5档。宁夏2022年4月预计总用电负荷为661.70万千瓦。2022年宁夏迎峰度夏期间有序用电指标分别按照不低于测最大负荷的5%及以下（80万千瓦）、5-10%、10-20%、20%及以上四个等级确定。辽宁2022年6月预计2022年辽宁电网最大供电负荷为3270万千瓦，划分辽宁省有序用电预警等级。上海2022年6月电网最高负荷预计出现在7、8月份夏季用电高峰期间，约为3500万千瓦，最高负荷较2021年净增147万千瓦、增幅4.38%。内蒙古2022年6月蒙西电网有序用电方案：分四级预警。蒙东电网有序用电方案：分四级预警。四川2022年8月从2022年8月14日至20日对部分高载能企业实施停产让电于民的调控，让出用电负荷约700万千瓦，全力缓解供电压力。重庆2022年8月启动有序用电一级方案，纳入有序用电方案的所有电力用户必须全部参与执行(保安负荷除外)让电于民。云南2022年9月10日左右云南电解铝行业开启第一轮限电，初步压减10%用电负荷9月16日左右云南电解铝行业开启第二轮限电，压减用电负荷加大至15%-30%不等。贵州2022年12月对限电企业暂按70万千瓦总规模调减，并于12月13日0000启动，每日按负荷分配的20%减负荷，通过5日负荷管理执行到位。贵州2023年1月对省内电解铝企业实施第三轮停槽减负荷，实施第三轮停槽减负荷50万千瓦，1月5日启动停槽减负荷，5日执行到位。云南2023年2月2023年2月云南省电解铝企业再度收到了压减用电负荷的限电通知当地电解铝企业要以2022年9月云南省第一轮限电初期的生产和用电为基础，压减负荷比例扩大至40%左右。注：不完全统计，统计时点截至2023年3月各省政府官网，北极星电力网，区域“限电本质原因在于电力供需逐渐紧我们认为气候因素扰动2022年丰水期来水偏枯迎峰度夏期间极端高温12月寒潮来袭等）仅为区域性电力供需紧张的直接原因，其本质原因在于“十三五”以来我国整电力供需形势从宽松逐年转为偏1“十三五”以可控装机容（火电核电部分水增速放我国用电负荷波动较大的第三产业与居民生活用电占比持续提，电力需求波动放大。年份全国电力供需形势区域电力供需形势2016全国电力供需进一步宽松、部分地区过剩华北区域电力供需总体平衡，华东、华中、南方区域供需总体宽松，东北和西北区域电力供应能力过剩。2017全国电力供需延续年份全国电力供需形势区域电力供需形势2016全国电力供需进一步宽松、部分地区过剩华北区域电力供需总体平衡，华东、华中、南方区域供需总体宽松，东北和西北区域电力供应能力过剩。2017全国电力供需延续总体宽松态势，区域间供需形势差异较大华北区域电力供需平衡偏紧，华中区域电力供需基本平衡，华东和南方区域电力供需平衡有余，东北和西北区域电力供应能力富余较多。2018全国电力供需形势从前几年的总体宽松转为总体平衡，用电增回升，电网峰谷差加大华北、华东、华中、南方区域电力供需总体平衡，部分省份局部性、阶段电力供应偏紧；东北和西北区域电力供应能力富余。2019全国电力供需总体平衡东北、西北区域电力供应能力富余；华北、华东、华中、南方区域电力供总体平衡，其中，蒙西、冀北、辽宁、浙江、江西、湖北、海南等省级电在部分时段采取了有序用电措施，蒙西电网从前几年的电力供应能力富余为2019年以来的电力供应偏紧。东北、西北区域电力供应能力富余，华北、华东、南方区域电力供需总体平全国电力供需总体平衡，部分地衡，华中区域用电高峰时段电力供应偏紧。2020区有余，局部地区用电高峰时段迎峰度夏期间，湖南、四川等少数电网用电高峰时段采取了有序用电措施；电力供应偏紧迎峰度冬期间，湖南、江西、广西以及内蒙古西部电网等少数电网用电高峰时段电力供应紧张，采取了有序用电措施。1月，受寒潮天气等因素影响，江苏、浙江、蒙西、湖南、江西、安徽、新疆、四川等8个省级电网，在部分用电高峰时段电力供应紧张，采取了有序用电措施。全国电力供需形势总体偏紧，年迎峰度夏期间（6-8月），广东、河南、广西、云南、湖南、贵州、江西、蒙2021初、迎峰度夏以及9-10月部分地西、浙江、重庆、陕西、湖北等12个省级电网，在部分用电高峰时段电力供应紧张，采取了有序用电措施。区电力供应紧张。9-10月，受电煤等燃料供应紧张、水电发电量同比减少、电力消费需求较快增长以及部分地区加强“能耗双控等多重因素叠加影响，全国电力供需总体偏紧，共有超过20个省级电网采取了有序用电措施，个别地区少数时段出现拉闸限电。2022全国电力供需总体紧平衡，部地区用电高峰时段电力供需偏紧。2月，全国多次出现大范围雨雪天气过程，少数省份在部分用电高峰时段电供需平衡偏紧。7、8月，我国出现了近几十年来持续时间最长、影响范围最广的极端高温少雨天气，叠加经济恢复增长，拉动用电负荷快速增长。全国有21个省级电网用电负荷创新高，华东、华中区域电力保供形势严峻，浙江、江苏、安徽、四川、重庆、湖北等地区电力供需形势紧张。12月，贵州、云南等少数省份受前期来水偏枯导致水电蓄能持续下滑等因素影响，叠加寒潮天气期间取暖负荷快速攀升，电力供需形势较为紧张2023E预计2023年全国电力供需总体平衡，部分区域用电高峰时段电力供需偏紧。迎峰度夏期间，华东、华中、南方区域电力供需形势偏紧；华北、东北、北区域电力供需基本平衡。迎峰度冬期间，华东、华中、南方、西北区域力供需偏紧；华北区域电力供需紧平衡；东北区域电力供需基本平衡。数据来源：中电联，“十四五”期间我国非火电可控电源增量供应能力有中国电力行业年度发展报告2022》预测，到2025年全国全社会用电最大负荷为16.3亿千瓦较2021年新增4.4亿千瓦以增量角度判断我们预计2022-2025年新增实累计非火可控电源供应能（含储能在夏/冬季分别为1.1/1.0亿千瓦远低于同期最大用电负荷增速。表6：新增实际非火电可控电源供应能力电源类型2021装机容量（亿千瓦）2025E装机容量（亿千瓦）新增装机容量（千瓦）受阻系数新增可用装机容量（亿千瓦）核电0.530.650.120.0%0.12水电（不抽蓄）3.553.770.2210%（夏季）40%（冬季）0.20（夏季）0.13（冬季）风电3.285.282.0095.0%0.10光伏3.076.673.60100.0%0.00抽蓄0.360.750.390.0%0.39新型储能0.040.300.260.0%0.26合计10.8317.426.59/1.07（夏季）1.00（冬季）数据来源：中电联，南方能源观察微信公众号，发挥火电调节能力是解“十四五电力供需缺口的必经之路2年1月国家发改、能源局《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见提出在电力安全保供的前提下，推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型从电力平视，由于核电及抽蓄等可控电源工期较长、新型储能成本仍处于较高水平我们预“十四五”期间发挥火电特别是煤电机的调节能力仍是实现电力高峰期瞬时电力平衡最为现实可行的路径。“电量电价机制下煤电亏损严重据中电2022年前三季度全国煤电机组亏损总额接近950亿元同期火电行业上市公司归母净利润仅66亿元（含火电转型公司绿电业务利润我们测算23家火电及转上市公司发布2022年业绩预/快（截至23年1月底）合计归母净利-79.4亿元，连续两年严重亏损。针对煤电企业严重亏损的情况中电联建建立更多维度的上网电价形成机，推进容量保障机制建。图1：火电行业盈利尚未恢复至正常水平40200-00-00-00210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222nd，经济性存疑煤电投资意兴阑珊在电力供需存在缺口的情况下政策已逐步推动煤电核准加速北京大学能源研究院统计2022年新核准煤电装机容量达到65，是2021年核准规模的3倍但在煤电投资经济性存疑的情况下，电力企业投资积极性较低，据南方能源观察公众号，由看煤电发展前景部分电力企投煤电机意愿相对并不。图2：2022年火电投资完成额909亿元 图3：近10年火电利用小时数整体呈下行趋势100100100806040200

火电投资金额（亿元） 同比（）213214215216217218219220221222

4%3%2%1%0%-0%-0%-0%-0%

500500400400400400400

火电利用小时数（小时） 煤电利用小时数（小时）213214215216217218219220221222nd， nd，现“电量电价机制无法匹配煤电定位转变亟“容量电价激励煤电投资在碳中和背景下我们认在煤电机组定从基荷机组向调节性机转变过程中，其利用小时数下降将是不可避免的确定性事件，我国传统“纯电量电价定价机制已无法保障煤电机组的合理利润率，亟需容量充裕性机制（容量电价）来保障顺利向调节型电源转。容量电价政策呼之欲出022年1《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意》提完善电力应急保供机，通过容量成本回收机制等实现合理经济补偿2022年1《电力现货市场基本规则（征求意见稿亦提出各地按照国家要并结合电力市场发展情况和实际需要，探索建立市场化容量补偿机制我们认为在当前完善电力保供机制及现货市场建设加速的时间节点，全国性容量电价机制政策出台已是呼之欲出。容量补偿机制为我国容量电价最佳方式参考国外经验，典型的电力容量补偿机制主要包括：稀缺定价机制、容量市场机制、容量直接补偿机。稀缺定价需要用户对电价有较强的承受能力与我国现状不匹配定价机制是指在电能量市场中设置上极高的稀缺价（不单独设立固定投资回收机，发电企业通过在供应紧张时段的短时极电来回收投资成本由于稀缺定价机制下电价完全由供需决定，可能造成用户侧电价波动较大。我国电价政策基调以稳定为主，我们认稀缺定价机制潜在的用户高电价风波动风险不适用于我国国情。图4：2021年2月14日19时美国德州电价最高达9000美元/兆瓦时RCOT容量市场对电力市场发展程度要求较高需要较完善的制度基市场机制是将机组可用装机容量作为交易标的，通过市场竞争形成容量补偿价格容量市场机制的优势在于1容量市场的独立性能够避免电量市场价格短期波动对容量价格的影响2长交易周期可以有效指导电站进行长期容量投资规划。但其劣势在于交易机制复杂、运营要求高，且需要与较完整的电量市场相配合。目前我国电力市场改革仍处于初级阶段，我们认为现阶段尚无法满足建立容量市场的客观条件。图5：美国得州稀缺定价机制交易结构 图6：美国JM容市电价机交易结构喻《电力市场环境下典型发电容量充裕性机制及我国的启示》

喻芸《电力市场环境下典型发电容量充裕性机制对我国的启示》容量补偿机制由监管机构预先直对容量进行定补一般是由政府或特定机构直接制定容量补偿价格，提供容量相关发电企支付容量补偿费用以帮助其回收固定成并获得合理投资收，容补偿费用一般由电力用户分摊目前主要采用这种方式的地区包括智利及西班牙等国家。容量补偿机制更适用于我国电力市场我们认为容其他两类容量价格机制更适用于我国国情1容量补偿机制实际实施简单易行在我国现行的电力市场制度下也能够迅速推广容量补偿价格相对固定，不会引起用户侧电价的大幅波动，且监管机构的介入也能保证用户用电成本在社会可承担范围内。表7：各类发电容量充裕性保障机制比较机类基本原理政策评估对电能量市场影响适用条件价格稳定性发电投资引导实施难易稀定单纯通过电能量市场现电能稀缺价值，有引导发电资源(含长期投)优化配置现货价格幅波动；在极高电冲击易陷入周期盈缺机制简单无需额外制；市场监管难较少或无影响市场机制健完善；电价曲少；规避格风险的金工具完善容市将发电容量视为额外电力商品，通过竞争场发现价格，实现发电投资优化配置价格较平稳保障了发电充裕性；实际中容量求由O确定，发生投资过度机制较复杂：需建规则复杂容量市场监管要求扭曲电能量价格引起市场效率损(可靠性期权可改善)；影响程度待实践评估市场机制健完善容补将发电容量视为额外电力商品，按长期边容量成本定价，引导电投资优化价格较平稳；有效制电能价大范围波可抑制周期盈缺，因监管能力实际控能力易欠过；分类差别化调控反映容量供需态平衡机制较简单，需制补贴量价准；监管一定要求扭曲电能量价格引起市场效率损市场初期数据来源：黄海涛等《发电容量充裕性保障机制国际实践与启示》，市场认知误区二容量机制仅电源“存量博弈”参考历史经验容量补偿机制绝非电源“存量博弈认为煤电容量补偿机制即使出台也是电源侧存量博弈“羊毛出在羊身成无法向下电力用传导我们认未来我国煤电容量补偿机必然将向下游用户传导（未理顺成本传导的容量补偿机制促进投资、保障电力系统长期充裕的作用十分有限。煤电容量补偿加速推进费用将向下游传导结合国内外容量补偿机制发展经验以及我国电力市场现（具体内容详见3.2~3.4部分我们预计未来我国煤电容量补偿机制或将呈现以下特点：煤电容量补偿机制建设有望加速费用向下游传导从整体来看我们预计电力供需趋背景煤电容量补偿机制有望在全范围内开；从结构来看电力供需紧缺及现货市场开展进程较快的省份更有动力开展煤电容量补3从费用收取来看容量补偿费用将向下游用户传导。各省容量补偿金额或有明显差异标准确定后维持相对稳偿金额方面我们预计1由于不同省份电力市场特征及下游电价承受能力不同不同省份容量补偿标准将有明显差2各省容量补偿标准初步确定后，将中长期内维相稳定，以保障原有机组合理收益水平并鼓励新增必要的煤电机组投资。图7：电规总院预测2023年华中地区电力供需紧张电规总院试点次省份现货市场发展情况表试点次省份现货市场发展情况第一批广东自2021年11月起连续结算运行超过13个月。蒙西2019年6月现货模拟试运行正式启动，2022年6月1日启动新一轮现货市场连续结算试运行，是全国首个“单轨制电力现货市场。浙江2019年5月30日启动模拟试运行，2021年12月1日，第五次结算试运行正式启动。山西2022年3月31日率先实现连续平稳试运行一周年。山东截止2022年10月山东电力现货市场不间断长周期结算试运行304天。福建2019年6月启动试运行。2020年8月18日福建电力现货市场正式转入不间断结算试运行。四川2019年6月启动模拟试运行。2022年1月4日启动电力现货市场长周期连续结算试运行。甘肃2020年4月，甘肃成为全国率先完成为期一个月长周期结算试运行的省份。第二批上海2022年7月22日至7月28日，上海电力现货市场首次模拟试运行，为期一周。江苏2022年7月1日至7日，江苏省顺利完成首次电力现货市场结算试运行，9月23-29日江苏电力现货市场开展第二次结算试运行。安徽2022年3月30日模拟试运行正式启动，现货电能量主要包括日前市场和实时市场。辽宁2022年6月20日辽宁电力现货市场成功开展了第一次模拟试运行，9月22日开展第二次模拟试运行河南2022年11月16日至23日，河南电力现货市场完成第一次短周期调电（结算）试运行。湖北2022年11月23日湖北电力交易中心发布关于开展现货市场第三次模拟试运行期间中长期合同曲线分解工作的通知。其他陕西2022年12月5日首次模拟试运行。黑龙江2022年10月28日起开展了连续的验证系统运行。江西2022年11月24日开展模拟试运行。青海2022年11月青海省能源局发布电力现货配套细则。注：统计时点截至2022年12月各省政府官网、北极星电力网，结合各省对容量补偿机制的迫切程度、电力现货市场进度及下游承受能力等因素我们推测1第一批现货试点部分省（四川浙江广东、山东福建青海22023年电力供需紧张省（河北湖南重庆、江西、安徽、云南）有望在煤电容量补偿机制建设中居于领先位置，相关省份煤电机组或有望率先受益。海外经验：智利容量补偿机制与现货市场同步建立智利容量补偿机制与电力现货市场同步建立早1982年智利政颁《ynrldeSrvcosctrcos从发电、传输、销售三个方面建立了全面的电力现货市场在现货市场成立同配套容量补偿机以满足电力市场发。智利容量补偿机制保障顶峰电力供应据tov《pctyPymntsnaostsdhosectrctyrkt:Theseofhe1989~2007年智利容量补偿费用在6~10美元/千瓦·月区间，容量费用收入约占电力市场总收入的17%容量补偿机制下智利顶峰电力需求得到了较好的满足，1989~2007年智利可用容量始终超出同期顶峰负荷电力需求1989~2007年智利平均可用容量超出顶峰负荷30~40%图8：19892007年智利容量补偿价格波动范围较小Gtov《CptyPyntsnaCostBsdhosetrtyMrkt:TheCseofChe》图9：19892007年智利可用装机容量始终超出顶峰电力负（单位：兆瓦）Gtov《CptyPyntsnaCostBsdhosetrtyMrkt:TheCseofCh》容量补偿机制有利于电力系统整体电价下行煤电收入增i根据1989-2008年智利电力市场数据测，包含容量补偿的电力交易市场相较单一电量市：1）电力系统年均总收入22亿美元较单一电量市+1.3%，其中煤电机组平均年收入上；2）电力系统单位价格为.0616美元/千瓦时，单一电量市-18.2%，系统单位成本大幅下降；电力系统单位价格标准差0.0621美/千瓦时较单一电量市-66.5%，电价波动性明显下。图10：带容量补偿电价体系与单一电能量市场体系不同机组年均收入测算比较（单位：百万美元）Gtov《CptyPyntsnaCostBsdhosetrtyMrkt:TheCseofChe》国内经验：抽水蓄能及部分气电已建容量补偿机制气电容量补偿由各省自主确定，标准高低不一气电容量补偿亦诞生于经营困难期我国由于天然气资源较为匮乏天然价格长期偏高，气机由于燃成本较在纯电量电价市场中竞争力较。据王文飞《我国两部制电价制度对天然气发电企业盈利能力的影，我国大部地区燃气发电上网电价由各地价格主管部门确定并报国家发展和改革委员会审批2012在天然气价格居高不下的背下，上海市首先推两部制电缓解燃气机组经营压。时间政策核心要点2014年1月《国家发展改革委关于疏导京时间政策核心要点2014年1月《国家发展改革委关于疏导京津沪燃气电价矛盾的通知》容量电价保持每月每千瓦45.83元，电度电价调整为每千瓦时0.534元。2018年4月《关于完善本市天然气发电网电价机制的通知》、天然气调峰发电机组执行两部制电价，容量电价为每千瓦每月44.24元，电量电价为每千瓦时0.4983元。、天然气热电联产发电机组执行两部制电价，容量电价为每千瓦每月39.54元，电量电价为每千瓦时0.4983元。、投产未满五年的天然气热电联产机组给予五年的热用户培育期，自产之日起容量电价逐年下降，满五年并轨。2019年7月《关于优化调整本市天然气电上网电价机制有关事项的知》、2019年9月1日至2020年8月31日：天然气调峰机组容量电费调整为每千瓦每月40.62元；电量电费为每千瓦时0.4892元。、2020年9月1日起天然气调峰机组容量电费调整为每千瓦每月37.01元；电量电费为每千瓦时0.4802元。天然气热电联产发电机组（含小背压式热电联产机组）执行两部制电价，容量电价调整为每千瓦每月36.50元；电量电价按照阶梯式价格执行。2022年11月《关于我市开展气电价格联动调整有关事项的通知》调峰气电机组容量电价37.01元月·千瓦，热电联产机组（含小型背压机组）容量电价36.50元月·千瓦。上海市发改委，各省容量电价自主确定金额差异较大截至2023年2月我国已有上海、江苏、浙江等多省市实行气电容量电价，在一定程度上缓解了气电机组的经营压力从各地区现有气电容量电价执情来看纵向来看容量补偿金一经确定后变动幅度较，横向对各省份容补偿金有较大差。地区时间政策文件采用电价类型容量电价（元千瓦/年）江苏省2018年11月《省物价局关于完善天然气发电上网电价管理的通知》地区时间政策文件采用电价类型容量电价（元千瓦/年）江苏省2018年11月《省物价局关于完善天然气发电上网电价管理的通知》容量电价336浙省2021年9月《浙江省发改委关于优化省天然气发电上网电价的知》容量电价9F、9E机组302.46F机组571.26B机组394.8上市2022年11月《关于我市开展气电价格联动调整有关事项的通知》容量电价调峰机组444.12热电联产机组438河南省2019年4月《关于规范天然气发电上网电价管理有关问题的通知》容量电价420山东省2022年3月《关于天然气发电价格政策有关事项的通知》容量电价336山东、江苏、浙江、上海、河南发改委官网，抽蓄核定统一项目收益，理顺成本传导机制021年前我国抽蓄价格政策经历两个阶段2014年之前抽蓄电站由电网统一运营或租赁运并未实行独立价格机，其电价成纳入电网购销价差中疏导2）2014年国家发改委《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知规定抽实行两部制电，但对抽水蓄能电站产生的费用如何疏导仍无明确规，在一定程度上制约抽蓄电站发展。021年明确将抽水蓄能容量电费纳入输配电价回收2021年4月国家发改《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见提出1抽水蓄坚持两部制电价，通过容量电价回收抽发运行成本外的其他成本并获得合理收且该部分电费纳入输配电价回收2抽蓄电投运后首次核定临时容量电价在经成本调查（资金内部收益率6.5%40年回收核定正式容量电价并随省级电网输配电价监管周期同步调整。表1：抽蓄容量电价政策发展历程时间政策主要内容2004年《关于抽水蓄能电站建设管理有关问题的知》抽水蓄能电站原则上由电网经营企业建设和管理，其建设和运行成本纳入电网运费用统一核定。2007年《关于桐柏、泰安抽蓄能电站电价问题的知》发改能源〔2004〕71号文下发后审批的抽水蓄能电站，由电网经营企业全资建设不再核定电价，其成本纳入当地电网运行费用统一核定；发改能源〔2004〕71号件下发前审批但未定价的抽水蓄能电站，作为遗留问题由电网企业租赁经营，租赁费由国务院价格主管部门按照补偿固定成本和合理收益的原则核定。2014年《关于完善抽水蓄能站价格形成机制有关题的通知》1）规定抽水蓄能电站价格机制：电力市场形成前，抽水蓄能电站实行两部制电价电价按照合理成本加准许收益的原则核定。其中，成本包括建设成本和运行成本；准许收益按无风险收益率（长期国债利率）加1%～3%的风险收益率核定。2）规定了抽水蓄能电站费用回收方式，电力市场化前，抽水蓄能电站容量电费和抽发损耗纳入当地省级电网（或区域电网）运行费用统一核算，并作为销售电价调整因素统筹考虑。2019年《输配电定价成本监办法》抽水蓄能电站列为与输配电业务无关的费用，规定不得计入输配电定价成本。抽水蓄能两部制电价政策：以竞争性方式形成电量电价+完善容量电价核定机制，并《国家发展改革委关于将容量电价纳入输配电价回收：1）在成本调查基础上，对标行业先进水平合理确定核价参数，按照经营期定价法核定抽水蓄能容量电价，并随省级电网输配电价监管2021年进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》周期同步调整。2）政府核定的抽水蓄能容量电价对应的容量电费由电网企业支付纳入省级电网输配电价回收。与输配电价核价周期保持衔接，在核定省级电网输配电价时统筹考虑未来三年新投产抽水蓄能电站容量电费。国家发改委，部分省份尝试煤电容量补偿机制，均向下游传导成本在煤电容量补偿机制方面，已有山东、云南部分省尝试开展不同类型的煤容量补机。山东为全国首个单独规定燃煤机组容量电价的省份9年6首次开展电力现货交易试运行，由于在试运行阶段发现参与启停的火电机组固定成本无法回收2020年4山东省发改《关于电力现货市场燃煤机组试行容量补偿电价有关事项的通知(征求意见稿)首次提出：在容量市场运行之前参与电力现货市场的燃煤发电机组试行容量补偿电价，容量补偿电价标准暂定为0.0991元/千瓦时。部门时间文件主要内容省发改委2020年部门时间文件主要内容省发改委2020年4月《关于电力现货市场容有关事项的通知》山东容量市场运行前参与电力现货市场的燃煤发电机组行容量补偿电价容量补偿电价标准暂定为每千瓦时元。省发改委2020年6月《山东省电力现货市场交易规则(试行)》1综合考虑发电机组类型投产年限可用状态等因素,容量补偿方式补偿发电机组固定成本并明确可用容量的算方式；2）发电容量补偿费用按照省发展改革委核定的量补偿电价（元度）向用户侧收取，每月结算一次。独立独立能：可用容量（储能站核充电量2×K24风光：月度市场化有效发电容量发电侧主体（暂不含电、核电公用、自备小火电：运行日负荷高峰时段的电厂实际出力直调火电：月度可用容量=机组额定容量执行政府定价部分)×组月度可用小时数当月总小时数省发改委2022年3月《关于电力现货市场容有关事项的通知》在保持容量补偿费用总体水平基本稳定的基础上根据山电力系统用电负荷或净负荷特性变化参考现货电能量市分时电价信号研究探索基于峰荷责任法的容量补偿电价取方式。省发改委2022年7月《关于进一步做好2022年下半山东省电力现货市场结算试运行工作有关事项的通知》新增可调节负荷分时零售套餐和峰谷系数，峰系数200%，谷系数050%。山东电交易中2022年11月《关于发布2023年容量补偿分峰谷系数及执行时段的公告》完成2023年不同季节容量补偿分时峰谷系数K1、K2取及执行时段测算并引入深谷和尖峰系数及执行时段规谷系数0.3，深谷系数0.1，峰系数1.7，尖峰系数2.0山东省政府官网、山东电力交易中心，山东省明确容量补偿费用向用户侧收取2020年6《山东省电力货市场交易规(试行)》提出1）综合考虑发电机组类型投产年限可用状态等因,以容量补偿方式补偿发电机组固定成，并明确可用容量的计算方式2发电容量补偿费用按照省发展改革委核定的容量补偿电价（/度）向用户侧收取，每月结算一次。收山东容量电费运行机日清月结支市场化交易电量（含电网代理）分时系数法，规定不同收山东容量电费运行机日清月结支市场化交易电量（含电网代理）分时系数法，规定不同季节不同时段的峰谷系数（总量不变）电价固定价：0.91元千瓦时山东省发改委、北极星电力网，引入深谷/尖峰系数拉大各时段补贴水平022年3月山东省发改委《关于电力现货市场容量补偿电价有关事项的通知提研究探索基于峰荷责任法的容量补偿电价收取方。随后山东省于2022年7月发文引入容量补偿电价峰谷系数2022年1月发文引深/尖峰系拉峰谷价。根据现行容量补偿制度，我们测算山东省不同季节不时容量补偿电价约在9.91~198.2元/兆瓦时区间。图12：山东容量补偿电价引入深/尖峰系后峰谷价差再度拉大春（2-5月） 夏（6-8月） 秋（9-1月） 冬（12-月）20201010500山东电力交易中心，青海向现货市场用户收取容量补偿电费2022年1月青海电力现货市场容量补偿实施细则（初稿》规定1）每年容量补偿电价根据前一年的系统年度总容量成本和市场用户年度总用电量测算2）对参与电力市场的用户实际用电量收取容量补偿电费3容量补偿对象直接参与青海电力现货市场竞价的火电机新能源场站和储能电站。云南设立燃煤发电调节容量市按照电用户需求分摊调节容量成本。2022年12月云南省发改印发《云南省燃煤发电市场化改革实施方（试行提出1设立燃煤发电调节容量市场以及通过电力成本分担机制对燃煤发电企业成本进行合理补2试行期煤电参与规模为合格煤电机组（褐煤发电暂不参与装机的40%调节容量价格为基准220元/千瓦年+浮（±30%区间内3按照电源用户的需求分摊调节容量成。日期省份政策主要内容2022年3月山东《关于电力现货市容量补偿电价有关日期省份政策主要内容2022年3月山东《关于电力现货市容量补偿电价有关项的通知》山东容量市场运行前，参与电力现货市场的发电机组容量补偿费用从用户侧收取，电价标准暂定为每千瓦时0.0991元（含税）。补偿机组范围、偿费用收取（支付）方式等根据《山东省电力现货市场交易规则（试行）》等规定执行。建立调峰容量市场交易，针对火电机组灵活性改造成本和电网侧储能的投2022年9月甘肃甘肃省电力辅助服市场运营暂行规则（征求意见稿）资建设成本，按调节能力（容量）进行竞价获取补偿的交易：1）将火电峰电量补偿调整为容量补偿，火电机组调峰收益确定性增强；2）将不同力区间火电调峰机组的补偿标准划分从5挡扩展为9档，且拉大补偿标准差值。2022年11月青海《青海电力现货市容量补偿实施细则（初稿）》1）容量补偿对象为直接参与青海电力现货市场竞价的火电机组、新能源（风电、光伏）场站和储能电站。2）容量补偿是指按照容量补偿电价按月向批发市场用户（含售电公司和发用户）、电网企业代理购电用户收取容量电费，并根据市场机组补偿容量占市场机组总补偿容量比例补偿给各机组。3）市场用户容量补偿电价根据青海电力市场化机组投资建设成本及市场行情况测算，经青海电力市场管委会审议通过后，由青海省发展和改革委员会负责核定后执行，每年调整一次。2022年12月云南《云南省燃煤发电场化改革实施方案（试行）》设立燃煤发电调节容量市场以及通过电力成本分担机制对燃煤发电企业本进行合理补偿。煤电最大最小出力间的可调节空间参与调节容量市场易，试行期煤电参与规模为合格煤电机组（褐煤发电暂不参与）装机的40%；调节容量价格为基准（220元千瓦年）+浮动（30%区间内）各省政府官网、北极星电力网，市场认知误区三仅关注煤电机组回报率提幅度投资者对容量补偿能否大幅改善煤电机组收益率存在分歧容量补金能否大幅改善煤电机组收益存在分部分悲观投资者认为下用能够承受的容量补偿电价较低，煤电机组实际能够拿到的容量补偿金较低对E改作用亦微乎其；部分乐观投资则认容量补偿机制能够大幅提升火电E水平。更应关注OE稳定性提升下煤电资产的价值重估机会我量补偿金过度乐/悲观均不可取与其关注容量补偿机制对煤电机组盈利绝对水平的提升究竟有多（确定性低不如更关注容量补偿机制对煤电机组盈利稳定性的优化作用（确定性高。我们认为1）多数省下游能够承受理论容量补偿上限可覆盖煤电固定成2煤电作为公用事业，容量补偿机制出台其E水平并不会大幅提升，但E稳定将显著增强3）参考历史复盘经验，煤电资产E稳定性增强后二级市估值水有望抬。多数省份理论容量补偿上限覆盖煤电固定成本煤电机组所需容量补偿金额测算煤电固定成本对应容量补偿测算我们测典型煤机组在单位造价3500元/千瓦折旧年限20年资本金比例0%综合融资成本3.5%、利用小时数4000、点火价差为0的情况下，若使煤电机组满%/3.5%/4.9%/6.5%的资本金IR情况下，单位煤电容量补偿需约406/470/500/531元/千·年。山东容量补偿金额基本能够覆盖煤电固定成本.0991元/千瓦时（暂不考虑峰谷价差系数我们假设未来山东省电力市场建设成熟后1全社会用电量中0%电量参与市场化交易需支付容量补偿电费2电源端所有煤电机组均可获得容量补贴且煤电可用容量占全部机组可用容量的90%根据假设条件我们测算山东省煤电机组可获得容量补偿金额约为400元/千瓦年我们认为山东省现行容量补偿机制基本能够覆盖煤电机组固定成本。00500元/千瓦年或为各省煤电容量补偿上限我们认为由于煤电机组不是清洁电源，在进行容量补偿金额测算时难以获得类似抽水蓄能电站的高资本金内部收益6.5%我们参考已有气电补偿标准及山东省现行煤电容量补偿水平，预计在不考虑下游承受能力的情况下，各省煤电容量补偿金额理论上限约为400~500元/千·年（对应资本金IR0~4.9%）左右。下游电力用户容量电价承受能力测算我们测算各省容量补偿承受上限在0.06~0.14元/千瓦时区间电机组需要多少容量补偿外，由于电力下游用户几乎涉及所有的经济主体，因此我们还需考虑下游用户对容量电价的承受能力我们以山东省容量补偿电价占电网代理购电价格比例作为下游用户可承受上限则各省对于容量补偿的承受能力在0.06~0.14元/千时区。图13：我们测算不同省份能够承受的容量补偿价格差异较大市场用户支付容量补偿电价上限（/千瓦时）016014012010008上湖南上湖南广东湖北重庆海南浙江江西河南天津江苏陕西安徽贵州福建山西四川吉林黑龙北京辽宁广西山东河北甘肃宁夏蒙东云南新疆青海大部分省份能够承受可覆盖煤机固定成的容量补偿价山东省情况我们同样粗略估计各省份1全社会用电量中70%电量参与市场化交易需支付容量补偿电费2电源端所有煤电机组均可获得容量补贴且煤电可用容量占全部机组可用容量的90%则各省煤电机组能够得到的单容量补偿在180~1200元/千·年区，全国大部分省份能够承覆盖煤电固定成的容量补偿价格上限。图14：我们测算大部分省份能够承受覆盖燃煤机组固定投资成本的容量补偿电价100

瓦10010080604020四四青海北京浙江湖南重庆广东上海湖北福建云南江西河北江苏辽宁海南广西河南天津山东安徽甘肃吉林黑龙陕西贵州山西新疆内蒙宁夏容量补偿优化商业模式，煤电盈利波动弱化苦于燃料成本波动历史煤电企业盈利大幅波动我们认为过去20年电股盈大幅波动的核心原因在于1“市场-计划电体系煤电收入端电价波动性弱于成本端煤价波动性，导致行业盈利情况基本围绕煤价大幅波动2煤炭作为不受电力企业控制的外部生产要素煤电企业只能作为煤价波动的被动接受者3煤电企业难以准确预期未来煤价变化，其投资机组的真实盈利情况往往相比可研存在显著差异，进而导致高额减值频繁发。图15：火电盈利的周期性波动，—电顶牛明显S火电扣非RO（） S煤炭扣非RO（）3%2%2%1%1%5%0%-%2002012022032042052200201202203204205206207208209210211212213214215216217218219220221 S S火电毛利率）S火电净利率）3%2%1%0%2002012022032042052200201202203204205206207208209210211212213214215216217218219220221nd，容量补偿收入较为固定优化煤电商业模式我们认煤容机制出台将弱化煤电企业E波动：1）煤机组固定投资成通过容补偿机收回，电量电价收益只需覆燃料成本人工成本及财务费用等即可实现盈利（无需覆盖折旧成本；2参考国内外容量补政策实施经验容量补偿标准出台金额往往相对固，煤电企业收入可预期性亦大提3）煤电向调节型电源转变后，利用小时数下将带动单位装机耗煤量下降，机组盈利对煤波动敏感度将大降低。我们基典型煤电机组E的敏感性测算表明容量补偿价每上涨0元/千瓦·年，煤电机组E提升约3.6ppts；点火价每增加0.01/千瓦，煤电机组E提升约2.7ppts。表14：煤电机组OE敏感性分析敏感性分析点火价差（元千瓦时）0.000.010.020.030.040.05容量补偿（元千瓦·年20013.8%-11.1%-8.4%-5.7%-3.0%-0.3%25010.3%-7.6%-4.8%-2.1%0.6%3.3%3006.7%-4