容量补偿机制有望完善，省间现货价高企利好外送

投资要点 完善容量补偿机制，保障成本回收体现容量价值。风光大比例接入电网，电力系统平衡受挑战，需要灵活性调节资源以维持系统平衡性。煤电灵活性改造性价比突出，是短期内提升系统灵活性的最优选择，但机组参与电能服务和辅助服务获取的收益不足以完全覆盖火电机组成本，需要通过完善容量补偿机制，体现火电机组调节性电源的容量价值，确保合理收益。对比分析国际电力市场实践，我国比较适用于容量补贴机制。此外容量补贴机制已在山东、广东等省份得到应用。其中山东省于2020年6月首创容量补偿电价；2022年1月对容量补偿机制中的机组月度可用容量作了补充；同年3月提出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）。山东省不断加快建设电力现货市场，持续完善容量补偿政策。 省间电力现货价格高企，外送电力大省厂商有望受益。2022年6-8月全国平均气温为22.3℃，是1961年来历史同期最高，且平均降水量处于历史同期第二少水平，总体温高雨少，导致多地电力供应紧张。受高温天气等因素影响，2022年6-8月全国省间交易电量需求显著增加。重庆、湖南、内蒙古等地积极推动省间电力现货市场建设，缓解清洁能源消纳等问题，打破省间壁垒促进电力资源优化配置。此外2022.7.25-2022.8.25期间，山西省内电力现货价格频繁异动，7月省间日前市场结算均价约1549元/MWh，已超过山西省内现货价格上限。主要系今年夏季持续高温致多地用电紧张，省间交易需求显著增加，推动省间现货交易价格上涨，进一步带动省内现货价格出现异动。省间现货价格的高企将利于发电资源富裕地区，预计富裕地区的发电机组将从中受益。截至2021年底，西北+西南地区火电装机量位居前五的火电企业为：京能电力、内蒙华电、国电电力、大唐发电、晋控电力，火电装机占比高的火电厂预计更为受益。 火电业绩有望修复，本周风光上游原材料价格微弱下调利好新能源项目。2022年10月14日，CECI沿海指数：5500K成交价为1519元/吨，较9月30日上涨34元/吨。本周秦皇岛港煤炭库存均值为476万吨，较上周下降13万吨。 我们认为寒潮来袭叠加煤电保供属性加持，促进电煤需求增加，对价格形成支撑，但煤价上涨空间不会很大，随着政策持续发力和市场体系的逐步完善，长协率提升和省间现货价格高企有望带来煤电亏损收窄，部分企业有望实现业绩反弹。此外2022年10月14日，三峡水库水位达158米，周环比增加2.8%。 本周风光上游原材料价格均有微弱下调，利好新能源项目。 投资建议：近期电力板块关注度持续提升，建议重点关注高弹性火电及优质绿电企业：1）火电：华电国际、国电电力、华能国际、内蒙华电等；2）风光：三峡能源、广宇发展等；3）水核：长江电力、中国核电等；4）其他：青达环保、中国天楹、新奥股份、协鑫能科、川能动力等。 风险提示：政策推进不及预期风险、原材料价格上涨风险等。 1容量电价促成本回收，省间现货价高企利好外送 1.1完善容量补偿机制，保障成本回收体现容量价值 风光大比例接入电网，电力系统平衡受挑战。随着双碳战略的实施和能源转型进程的加快，我国风电和光伏装机容量将持续增加，据《中国电力行业年度发展报告》数据显示，预计2025/ 2030/2035年我国风电和光伏的装机容量分别将达到400/600/1000GW和500/900/1500GW。此外2020年风电和光伏发电量对全社会用电量的贡献度分别为10.0%和3.0%，未来随着风光装机容量增加贡献度将持续攀升，预计2035年风光发电贡献度将达到50.4%，占比超一半，主导地位逐渐显现。然而风电和光伏作为间歇性能源，发电具有随机性、波动性等特点，大比例的接入电网后电力系统的平衡性面临挑战，需要高灵活性机组及储能设备等灵活性调节资源以维持电力系统平衡性，提高系统消纳能力，保证系统的稳定供电。 图1：未来风光装机将持续增加，预计2025年达到31.1% 图2：风光发电对全社会用电量贡献度将持续攀升 电量服务+辅助服务等收益不足以覆盖火电机组成本，需要容量补偿机制确保合理收益。 煤电灵活性改造性价比突出，是短期内提升系统灵活性的最优选择，兜底保供作用凸显。电力系统需要一定量的火电机组以保证风光出力不足时的系统稳定性，然而随着火电逐渐转向容量主体，机组参与电能服务和辅助服务获取的收益不足以完全覆盖火电机组成本。据《激励火电提供灵活性的容量补偿机制设计》数据显示，假设容量补偿价格为20元（kw·月），分别以L1和L2表示不考虑和考虑容量补偿下的利润，其中收益端分为3部分，包括电能收益（R1）、辅助服务收益（ R2 ）和容量补偿收益（R3）；成本端分为3部分，分别为燃料成本（ C1 ）、投资年分摊成本（C2）和其他固定成本（C3）。可以明显看出缺乏容量补偿机制下的火电机组收益难以完全覆盖成本，需要通过完善容量补偿机制以体现火电机组调节性电源的容量价值，确保其合理收益。 图3：火电盈利模式拆分为电量服务+容量服务+辅助服务等 图4：电量服务+辅助服务等不足以覆盖火电机组成本 容量充裕性保障机制主要划分为三类，我国适用于容量补贴机制。在国际电力市场实践中，容量充裕性保障机制主要划分为三类，分别是稀缺定价机制，容量市场机制和容量补贴机制。其中稀缺定价机制主要代表有澳大利亚和美国德州现货市场等，这种机制下电价容易大幅波动，适合发展程度较高，机制较为完善的市场；容量市场机制主要代表有法国、英国和美国PJM容量市场等，机制较为复杂，容量市场价格对容量需求曲线的准确性有较高要求，同样适合机制较为健全完善的市场；容量补贴机制主要代表有智利，机制较为简单易行，市场初期可以针对有实际需求的区域建立容量补贴机制，我国比较适用于这种机制，且容量补贴机制已在山东、广东等省份得到应用。 表1：各类发电容量充裕性保障机制优缺点对比 山东省推出容量补偿政策，补偿发电机组固定成本。2020年6月山东省制定了《山东省电力现货市场交易规则(试行)》，首创容量补偿电价；2022年1月发布《山东省电力现货市场交易规则（试行）》（2022年试行版V1.0），对容量补偿机制中的机组月度可用容量作了补充，分别定义了直调公用火电机组、地方公用电厂及并网自备电厂、新能源电站和独立储能设施；2022年3月发布《山东省发展和改革委员会关于电力现货市场容量补偿电价有关事项的通知》，提出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）。山东省不断加快建设电力现货市场，持续完善容量补偿政策，推动发电机组固定成本的回收。 图5：山东省容量补偿机制内容 1.2省间电力现货价格高企，外送电力大省厂商有望受益 今年夏季持续高温致多地用电紧张，全国省间交易需求显著增加。2022年6-8月全国平均气温为22.3℃，是1961年来历史同期最高，且平均降水量处于历史同期第二少水平，总体呈现温高雨少特征。持续的高温少雨导致多地电力供应紧张，多地采取限电限产措施，推动有序用电。据电规总院《未来三年电力供需形势分析》预测，2022年安徽、湖南、江西、重庆、贵州等5个地区电力供需紧张，有12个地区电力供需偏紧，保供压力仍然较大。 同时1-5月全国省间交易电量一直维持在820亿千瓦时以下，主要围绕720亿千瓦时波动，6-8月全国省间平均交易电量突破1000亿千瓦时。受高温天气等因素影响，2022年6-8月全国省间交易电量需求显著增加。 图6：预计2022年全国5个地区电力供需紧张，12个偏紧 图7：2022年各月全国省间交易电量情况（现货+中长期） 多地积极推动省间电力现货市场建设，打破省间壁垒促进电力资源优化配置。重庆、湖南、内蒙古等地先后开始参与省间电力现货市场交易，甘肃、山西等地持续扩大外送规模，输出网内富裕电力，积极做好省间电力支援交易和余缺互济，保障电力电量平衡。多地积极推动省间电力现货市场建设，一方面可以通过市场化手段缓解清洁能源消纳等问题，另一方面能够充分发挥大电网余缺互济能力，打破省间壁垒促进电力资源优化配置，保障电力供应安全，助力实现双碳目标。 表2：多地积极推动省间电力现货市场建设 省间现货交易是电力市场体系重要组成，能够促进全网电力余缺互济。电力市场体系从时间尺度上可划分为电力现货市场和电力中长期市场。省间交易可分为省间中长期和现货交易，省内交易可分为省内中长期和现货交易。其中省间、省内中长期交易机制已经全部建立并常态化运行，省内现货交易开展了多轮长周期结算试运行并取得积极进展，而省间现货交易有待进一步挖掘。《省间电力现货交易机制设计与探索》提到现货交易中首先开展省内现货市场预出清或预平衡，再开展省间日前现货。省间电力现货交易可将发电资源富裕地区的富余电力输送到电力平衡困难地区，通过建立规范的跨省跨区电力市场交易机制，促进省间余缺互济，缓解清洁能源消纳和保供平衡压力。 图8：电力市场体系构成 图9：省间电力现货交易示意图 省间现货价格高企，利好发电资源富裕地区。2021年全国14个省市电力盈余，山西省发电量超过用电量1126亿千瓦时（2/14），作为全国电力外送基地，山西省外送电量快速增长。据泛能网电力交易公众号数据显示，2022.7.25-2022.8.25期间山西省内电力现货价格频繁异动，省内日前出清均价最高可达1500元/MWh，最低约为202元/MWh，差额为1298元/MWh；省内日前结算均价最高可达580元/MWh，最低约为202元/MWh，差额为378元/MWh。7月省间日前市场结算均价约为1549元/MWh，已超过山西省内现货价格上限。主要系今年夏季持续高温致多地用电紧张，省间交易需求显著增加，推动省间现货交易价格上涨，进一步带动省内现货价格出现异动。省间现货价格的高企将利于发电资源富裕地区，预计富裕地区的发电机组将从中受益。截至2021年底，西北+西南地区火电装机量位居前五的火电企业为：京能电力14.8GW(装机量占比86%)、内蒙华电11.4GW(占比100%)、国电电力17.5GW(占比23%)、大唐发电11.3GW(占比23%)、晋控电力8.8GW(占比100%)，火电装机占比高的火电厂预计更为受益。 表3：2022.7.25-2022.8.25山西省间交易需求带动省内现货价格上涨 2行业高频数据跟踪 2.1煤炭行情跟踪 本周国内秦皇岛动力煤Q5500平仓价未更新，最新价格为2022年9月16日1408元/吨，较2022年9月13日增加48元/吨，周涨幅为3.5%，较上周环比增加4.7%；进口煤价防城港印尼煤Q5500场地价较国庆节前有所下降，2022年10月14日价格为1410元/吨，较2022年10月10日增加10元/吨，本周涨幅为0.7%，较9月30日减少3.8%。 图10：近两年秦皇岛动力煤Q5500平仓价走势 图11：近两年防城港印尼煤Q5500场地价走势 电煤价格方面，本周CECI沿海指数：5500K成交价最新数据为1519元/吨，周环比上涨2.3%，较年初上涨89.4%；港口煤价方面，广州港山西优混Q5500库提价最新数据为1650元/吨，周环比上涨1.6%，较上年同比下跌30.2%，较年初上涨52.9%；坑口煤价方面，榆林Q5500/鄂尔多斯Q5500/大同Q5500每吨最新价格分别为780/690/855元，与上周价格均持平，较上年同比下跌38.6%/56.1%/52.0%，较年初上涨62.5%/7.8%/15.5%；港口库存方面，秦皇岛港和CCTD北方港口分别库存480/3378吨，秦皇岛港与上周持平，CCTD北方港口周环比下跌0.4%，较上年同比上涨16.5%/21.7%，较年初上涨0.6%/2.0%。 表4：煤炭相关数据跟踪 2.2水电行情跟踪 2022年10月14日，三峡水库入库流量10000立方米/秒，较2022年10月7日周环比下跌58.3%，本周三峡水库入库流量均值为11020立方