电力专题系列报告（七）：容量电价：拨云见日，价值重构

投资建议：维持“增持”评级。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构，推荐存量煤电资产价值有望超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A、申能股份，受益标的华润电力、中国电力、广州发展。 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问题。我国迎峰期间部分区域电力保供形势依旧严峻，我们预计“十四五”期间我国非火电可控电源增量供应能力有限，发挥煤电机组调节能力仍是满足电力平衡最为现实可行的路径。 在稀缺定价机制缺位的我国电力市场，传统的“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）来保障其顺利向调节型电源转型。参考海外经验及国内实际情况，我们认为容量补偿机制是现阶段发挥我国煤电调节能力的最佳方式。 市场认知误区二：容量补偿机制仅为电源侧“存量博弈”。我们认为未来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）。参考海内外及其他调节性电源容量补偿经验，我们预计未来国内容量补偿机制建设具备以下特点：1）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偿；2）从补偿标准来看，由于不同省份电力市场特征及下游电价承受能力不同，省份间容量补偿标准将有明显差异；3）从费用收取来看，容量补偿费用将向下游用户传导，以保障原有煤电机组合理收益率并鼓励新增必要的煤电机组投资。 市场认知误区三：仅关注煤电机组回报率提升幅度。我们认为容量电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化。我们认为：1）我们测算各省下游参与市场化交易的电力用户对容量补偿电价的承受上限在0.06-0.14元/千瓦时区间，该水平下大部分省份能够承受可以覆盖煤电机组固定成本的容量补偿价格；2）煤电作为公用事业，我们预计容量补偿机制出台后其ROE水平并不会大幅提升，但ROE稳定性将显著增强；3）参考历史复盘经验，某类资产ROE稳定性增强后其二级市场估值中枢有望明显提升。 风险因素：新能源装机进度低于预期，上网电价低于预期，煤价涨幅超预期，电力市场化推进低于预期等。 1.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构。 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侧“存量博弈”。我们认为未来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。我们认为容量电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化。 参考历史复盘经验，煤电资产ROE稳定性增强后二级市场估值水平有望抬升。 推荐存量煤电资产价值有望超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A、申能股份，受益标的华润电力、中国电力、广州发展。 表1：重点公司盈利预测与估值 2.市场认知误区一：已有电力辅助服务市场，无需容量补偿机制 2.1.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题。对于容量电价机制，一种市场常见的认知误区为：电力辅助服务市场与容量电价机制所起到的作用类似，在目前已经有了电力辅助服务市场的情况下，已无需再开展容量电价机制建设。实际上两者针对的并非电力系统的同一问题。容量电价机制是为解决电力系统长期充裕度问题，而电力辅助服务市场主要用来解决电力系统短期灵活性问题。 1128071 表2：容量电价机制与辅助服务市场针对电力系统的不同问题 容量电价机制用于解决电力系统长期充裕度问题。碳中和背景下，以新能源（出力具有随机性、波动性）为主体的新型电力系统长周期维度对系统充裕度提出了更高的要求，电力系统必须保证在满足最大用电高峰时留有充裕的电源容量以应对突发事件并保证电网安全。容量电价机制的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性。电力辅助服务主要是为了满足电力系统瞬时平衡性与安全性。据国家能源局《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行、保证电能质量、促进清洁能源消纳，由电力系统各主体所提供的各类服务；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务。 表3：电力辅助服务具体种类 2.2.长期电力充裕度问题亟待新价格机制理顺 2022年迎峰期间部分区域电力保供形势依旧严峻。2022年全国21个省级电网用电负荷创新高，迎峰度夏/度冬期间区域电力供需紧张情况时有发生：1）2022年7~8月份华东、华中区域电力保供形势严峻，多省份接连发布有序用电方案；2）2022年12月云贵等少数省份电力供需形势较为紧张，对部分高耗能企业实行限产管理。 表4：2022年多省级区域发布有序用电方案 区域性“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”以来我国整体电力供需形势从宽松逐年转为偏紧：1）“十三五”以来可控装机容量（火电、核电、部分水电）增速放缓；2）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升，电力需求波动放大。 表5：中电联预计2023年全国电力供需延续总体紧平衡趋势 “十四五”期间我国非火电可控电源增量供应能力有限。根据中电联《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年新增实际累计非火电可控电源供应能力（含储能）在夏季/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 发挥火电调节能力是解决“十四五”电力供需缺口的必经之路。2022年1月国家发改委、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。从电力平衡视角，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，我们预计“十四五”期间发挥火电特别是煤电机组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。据中电联，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家火电及转型上市公司发布2022年业绩预告/快报（截至23年1月底）合计归母净利润-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，中电联建议建立更多维度的上网电价形成机制，推进容量保障机制建设。 图1：火电行业盈利尚未恢复至正常水平 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。据北京大学能源研究院统计，2022年新核准煤电装机容量达到65GW，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，由于看淡煤电发展前景，部分电力企业投资煤电机组意愿相对并不强。 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 现有“电量电价”机制无法匹配煤电定位转变，亟需“容量电价”激励煤电投资。在碳中和背景下，我们认为在煤电机组定位从基荷机组向调节性机组转变过程中，其利用小时数下降将是不可避免的确定性事件，我国传统的“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）来保障其顺利向调节型电源转型。 容量电价政策呼之欲出。2022年1月《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》提出完善电力应急保供机制，通过容量成本回收机制等实现合理经济补偿。2022年11月《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求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。 2.3.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、容量直接补偿机制。 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。稀缺定价机制是指在电能量市场中设置上限极高的稀缺价格（不单独设立固定投资回收机制），发电企业通过在供应紧张时段的短时极高电价来回收投资成本。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，我们认为稀缺定价机制潜在的用户高电价风险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 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础。容量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PJM容量市场电价机制交易结构 容量补偿机制由监管机构预先直接对容量进行定价补偿。容量补偿机制一般是由政府或特定机构直接制定容量补偿价格，向提供容量的相关发电企业支付容量补偿费用以帮助其回收固定成本并获得合理投资收益，容量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。我们认为容量补偿机制相对于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；2）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 3.市场认知误区二：容量补偿机制仅为电源侧“存量 博弈” 参考历史经验，容量补偿机制绝非电源侧“存量博弈”。部分市场投资者认为：煤电容量补偿机制即使出台，也是电源侧存量博弈，“羊毛出在羊身上”，成本无法向下游电力用户传导。我们认为未来我国煤电容量补偿机制必然将向下游用户传导（未理顺成本传导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）。 3.1.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状（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。1）从整体来看，我们预计电力供需趋紧背景下煤电容量补偿机制有望在全国范围内开展； 2）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偿；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定。在容量补偿金额方面，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