明确研究建立容量补偿机制，利于煤电资产价值重估

投资要点 明确研究建立容量补偿机制，利于煤电资产价值重估。风光大比例接入电网，电力系统平衡受挑战，火电调峰保供价值凸显。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。山东、广东、甘肃、青海、云南等省份陆续出台煤电容量补偿政策，且3月5日，发改委明确了要研究建立容量补偿机制。由于过去煤-电顶牛明显，容量补偿机制的建立利于降低煤炭价格对火电行业盈利的影响，利于火电行业盈利水平稳定，进而带来煤电资产的价值重估。 23年3月以来煤电项目开工规模为2.7GW，投产规模为0.4GW，项目多集中于缺电省份和风光大基地。我国23年初至今累计新增核准/开工/建成投产规模分别约15.6/6.7/4.7GW，其中3月新增开工规模为2.7GW，新增投产规模为0.4GW。3月10日秦皇岛Q5500动力煤价格1170元/吨，较上周五上涨4元/吨，较周内最低价上涨50元/吨。整体来看，电煤需求季节性走低，需求端支撑缺乏力度，价格上行力度不足，预计短期内将继续维持在合理区间。 硅片价格企稳，硅料、组件价格小幅下降，电池片价格略有波动。本周单晶硅片均价与上周持平；多晶硅均价周环比下降1.3%；单面单玻组件价格小幅下跌；电池片均价略有波动。由于电池扩产有望推动需求增长，但短期内坩埚品质影响企业满产问题依旧存在，预计硅片价格存在上涨趋势。虽然部分电池厂家提升报价，然而组件厂家接纳度较低，预计后续电池片价格缺乏上涨动力。 3月9日华能发布23-24年招标公告：组件最高投标价格不得超过1.55元/W。 投资策略与重点关注个股：近期煤价反弹，预计将会稳定在合理区间，建议重点关注高弹性火电及补贴占比较高的优质绿电企业：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、林洋能源等；3）水核：长江电力、中国核电等；4）其他：青达环保、协鑫能科等。 风险提示：煤价上涨、产业建设不及预期、政策落实不及预期风险等。 1明确研究建立容量补偿机制，利于煤电资产价值重估 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。根据国家能源局设立的目标，2023年风电装机容量达到430GW，光伏装机容量达到490GW；根据各省十四五风光装机规划，预计2025年我国风电和光伏的装机容量分别将达到582GW和751GW；按照平均增速假设2024年风电和光伏装机容量分别为506GW和621GW。长期来看，根据北京理工大学魏一鸣教授团队发表的关于《中国碳达峰碳中和时间表与路线图研究》的论文成果，在中等电力需求下，考虑低速、中速和高速电力转型情况，煤电机组总量2060年预计保留2.4-3.6亿千瓦装机规模；天然气、核电有序扩建；而风电和光伏装机将加快建设，2030年分别达到9.5-10.0亿千瓦和11.7-13.2亿千瓦，2060年分别达27.8-37.3亿千瓦和32.1-49.4亿千瓦。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：预计2025风电/光伏装机容量达到582/751GW 图2：电力行业未来装机结构（中需求模式） 电化学储能成本高，抽水蓄能有地理限制，气电发展空间有限，当前煤电灵活性改造性价比突出。为保障电力系统的供需平衡，需要提升电力系统的灵活性。《“十四五”现代能源体系规划》提出，2025年灵活性电源占比达24%左右。根据《广东“十三五”电源调峰联合运行策略优化》，煤电灵活性改造后进行深度调峰的度电成本为0.05元/kwh，而抽水蓄能电站/燃气轮机/新型储能电站进行有偿调峰时每度电分别为0.06/0.48/0.75元；根据《高比例可再生能源电力系统关键技术及发展挑战》，煤电灵活性改造成本为60-180元/kw，远低于其他灵活性电源单GW成本。综合来看，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。 表1：灵活性电源对比 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2：各类发电容量充裕性保障机制优缺点对比 山东省是我国首个推出容量补偿电价的省份，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）；2022年7月发布《关于进一步做好2022年下半年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150%-200%、谷系数0-50%；2022年11月发布《关于发布2023年容量补偿分时峰谷系数及执行时段的公告》，明确了2023年不同季节容量补偿分时峰谷系数K1、K2取值及执行时段，并引入深谷和尖峰系数及执行时段，规定谷系数为0.3、深谷系数为0.1。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：山东省容量补偿政策发展历程 图6：山东省容量补偿机制内容 部分省份根据自身情况，陆续出台容量补偿政策。2020年11月，广东省发布《广东电力市场容量补偿管理办法（试行，征求意见稿）》，成为继山东后中国第二个建立电力市场容量机制的省份；2022年9月，甘肃省发布《甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则》（征求意见稿）；2022年11月，青海发布《青海电力现货市场容量补偿实施细则（初稿）》； 2022年12月，云南省发布《云南省燃煤发电市场改革实施方案》。此外湖北、河南和江西等地也提出研究建立容量补偿机制。容量补偿机制的出台利于保障煤电成本回收，提供新的盈利模式以保障煤电盈利的长期稳定性。 表3：部分省份陆续出台煤电容量补偿有关政策 发改委出台政策明确研究建立容量补偿机制，利于煤电资产的价值重估。3月5日，国家发改委在第十四届全国人民代表大会第一次会议上做《关于2022年国民经济和社会发展执行情况与2023年国民经济和社会发展计划草案的报告》，其中明确提出要研究建立容量补偿机制。容量补偿机制是对发电企业的装机容量或可用容量进行直接补偿以刺激发电投资的方法。 复盘2007-2021年秦皇岛动力煤Q5500市场价格及火电净资产收益率全行业均值走势，行业净资产收益率基本跟随煤价反向波动，煤-电顶牛明显。2009年底-2011年底煤炭价格走势基本平稳略有上涨，火力发电业净资产收益率略有降幅，秦皇岛动力煤价格从767元/吨上涨至777元/吨，上涨幅度1.3%，而火力发电业净资产收益率全行业平均值下降0.8pp； 2011年底-2015年底煤炭生产严重过剩，煤价下跌，秦皇岛动力煤价格从777元/吨降至370元/吨，跌幅为52%，火力发电业成本下降，净资产收益率上涨幅度较大，火电全行业均值上涨3.1pp；2015年底-2018年底秦皇岛动力煤价格从370元/吨上涨至570元/吨，上涨幅度54%，主要系2016年年初国家发布了《国务院关于煤炭行业化解过剩产能实现脱困发展的意见》，煤炭供给侧结构性改革，随之火力发电业净资产收益率全行业平均值下跌1.3pp； 2020年底-2021年底秦皇岛动力煤价格从788元/吨上涨至800元/吨，上涨幅度1.5%，且2021年10月20日达到顶峰2593元/吨，火力发电业净资产收益率全行业平均值下降4pp，由于受国际政经关系、新冠肺炎疫情等因素影响，澳煤进口受限、蒙煤通关不畅，煤炭供给大幅下降，煤价大涨，导致火力发电业成本增加，发电业净资产收益率大幅下降。整体来看，火力行业受煤炭价格影响盈利波动较大。 图7：2007-2021年煤-电顶牛明显 容量补偿机制的出台将有利于煤电资产的价值重估。建立容量补偿机制后，容量补偿收入或能助力煤电企业回收固定成本，一定程度上保障行业盈利水平和现金流水平相对平稳，降低煤炭价格波动产生的影响。以往经验来看，行业盈利水平稳定有助于行业价值重估。因此，容量补偿机制的出台将有利于煤电资产的价值重估，煤电调峰保供价值有望兑现。 2行业高频数据跟踪 2.1煤炭行情跟踪 煤炭价格止跌回升，价格走势或将弱稳运行。自2023年1月28日以来，煤炭价格持续下跌，2月14日，秦皇岛Q5500动力煤市场价已跌破1000元/吨，为989元/吨，降幅达19.6%。2月28日秦皇岛Q5500动力煤价格为1236元/吨，为2023年最高价，较2月14日最低价上涨247元/吨，增幅达25.0%；截至本周3月10日，秦皇岛Q5500动力煤价格为1170元/吨，较上周五1166元/吨上涨了4元/吨；较周内最低价上涨50元/吨，涨幅达4.5%。 随着价格反弹至合理区间高位，买方对高价接受能力逐步抵达上限，市场情绪有所下落。电煤长协保供政策下，市场煤发运量小而成本高，贸易商挺价心态强烈，容易推动价格上行。 整体来看，电煤需求季节性走低，需求端支撑缺乏力度，价格上行力度不足，预计短期内将继续维持在合理区间。 图8：2023.1.1以来秦皇岛动力煤价格跌幅为2.7% 港口煤价方面，本周综合平均价格指数：环渤海动力煤Q5500价格为732元/吨，周环比下降0.3%，较上年同比下降0.8%，较年初价格下降0.3%；广州港山西优混Q5500库提价最新数据为1280元/吨，周环比价格上涨0.8%，较上年同比下跌26.4%，较年初下跌5.9%。 进口煤价方面，防城港印尼煤Q5500场地价为1120/吨，周环比下跌3.0%，较上年同比下跌29.6%，较年初下降10.8%。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，周价格稳定，较年初价格持平。榆林Q5500较上年同比上涨3.3%，鄂尔多斯Q5