公用事业：煤电容量电价落地，电改迈上新台阶

行业事件： 2023年11月10日，国家发改委、国家能源局发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》，总体思路为坚持市场化改革方向，加快推进电能量市场、容量市场、辅助服务市场等高效协同的电力市场体系建设，逐步构建起有效反映各类电源电量价值和容量价值的两部制电价机制。 推动煤电角色转变，两部制电价反映电能量+支撑价值 煤电单一制电价调整为两部制电价，其中电量电价通过市场化方式形成，灵敏反映电力市场供需、燃料成本变化；容量电价体现煤电对电力系统支撑调节价值，保障煤电健康运行。 实施范围方面，煤电容量电价机制适用于合规在运的公用煤电机组。燃煤自备电厂、不符合国家规划的煤电机组、不满足国家对能耗、环保和灵活调节能力等要求的煤电机组，不执行容量电价机制。 容量电价水平确定，补偿比例有望逐年提升 文件确定了煤电机组固定成本为全国统一标准，330元/kW·年，通过容量电价回收的固定成本比例，2024～2025年多数地方为30%左右（100元/kW·年），河南、湖南、重庆、四川、青海、云南、广西为50%左右（165元/kW·年），我们以2021年为基准数据，煤电度电收入约0.0284元/kWh。 各地容量电价有望逐年提升，本次政策还提出2026年起，云南、四川等地比例提升至70%（231元/kW·年），其他地方提升至不低于50%（165元/kW·年），容量部分收益有望增厚。 分摊方式向下游用户传导，容量电费考核有望促进改造热情 煤电机组分月申报，电网企业按月结算。文件提出各地煤电容量电费纳入系统运行费用，每月由工商业用户按当月用电量比例分摊，由电网企业按月发布，滚动清算，以同样年度口径测算，以二、三产业当年用电量计算，工商业用户度电成本上升0.0.014元/kWh，依据发改委有关负责人答记者问问题四来看，煤电总体价格水平基本稳定，电量电价可能小幅下降。 考核标准严格促灵活性改造热情提升。煤电机组无法按照调度指令（跨省跨区送电按合同约定，下同）提供申报最大出力的，月内发生两次扣减当月容量电费的10%，发生三次扣减50%，发生四次及以上扣减100%。 投资建议 火电运营商估值提升：本次煤电容量电价政策适用范围为全国合规在运公用煤电机组，适用范围广泛，主要目的为给火电机组“基础收益”，利好利用小时数较差地区煤电机组保障收益，同时头部火电企业收入质量提振，推荐华能国际、国电电力、浙能电力、皖能电力等，建议关注豫能控股、大唐发电、福能股份。 火电设备需求提升：利好火电投资热情提升，新核准机组开工加速，建议关注火电设备厂商东方电气等。 灵活性改造需求提升：严格考核标准促进火电企业灵活性改造需求，推荐龙源技术，建议关注青达环保等。 风险提示：煤价波动，火电装机速度不及预期，各省政策推行不及预期 1.电力系统可靠性兑现收益，资源价值有望延伸 可再生能源大规模并网，电力供给侧呈现“双高”特征，一方面为高比例新能源并网，新能源出力随机性和波动性与用电高峰时段不匹配，导致“缺电”现象，另一方面为高比例电力电子装置并网，电压偏差、功率波动均会对电网稳定性产生影响。 目前阶段，应该重视新能源大规模并网后周期电网可靠性方面建设，电力系统可靠性建设包括充裕度和安全性。充裕度主要表现为电网稳态性能，指电力系统有足够的发电容量和足够的输电容量，满足任何时间用户的峰值负荷需求；安全性表现为电网的动态性能，指电力系统在事故状态下的安全性和避免连锁反应引起失控和大面积停电等能力。 图表1：间歇性电源、电力电子设备、不确定性负荷带来电力系统结构复杂化 发电侧存在三个不足：可靠容量不足、电网输送能力不足、转动惯量和长周期调节能力不足 1）电力系统可靠容量不足：风电、光伏可靠性偏低，假设峰值负荷约18亿千瓦，水电装机5亿千瓦，可靠容量约3.5亿千瓦，核电装机3亿千瓦，可靠容量约3亿千瓦，风电、光伏可靠容量按1亿千瓦、其他可中断负荷可靠容量按0.5亿千瓦估列，对火电需求仍有10亿千瓦（当前火电13.7亿千瓦，保证全部机组73%以上年负荷率运行）。 2）电网不能满足未来电力输送需求，风光资源与负荷呈逆向分布，当前三北地区与中东部负荷靠电网传输。2022年广东、福建、浙江、江苏和山东五省的全社会用电量为3.1万kWh，假设每年用电量增长8%，2030年到5.8万亿kWh，假设外送电量占比20%，单条特高压线路年输电能力300亿kWh，利用率80%，则需要31条特高压线路。 3）电力系统转动惯量以及长周期调节能力不足。光伏发电利用半导体的光电效应将光能转变为电能，无转动惯量，风力发电转动惯量也严重不足，因此，当电力系统中大量的新能源机组替代常规电源时，系统频率调节能力将显著下降。另一方面，目前的电化学储能等技术只能解决电力系统的短期调节问题，且受成本等因素制约，月度调节和季度调节还存在很大障碍。 图表2：目前发电侧可靠性三种问题及解决方式 图表3：2030年需31条特高压线路满足需求（亿kWh） 新能源电量规模提升，影响电网可靠容量不足。我国用电需求有“日内双峰、夏冬双峰”的特点，而风光出力受光照、风力波动极大，而核电为保证安全运行，通常以及其稳定的出力带基荷运行，都无法去跟踪负荷的波动，因此系统对于灵活性的需求仍需火电、水电、核电等常规电源支撑。 火电能够在短时间内调节发电功率，稳定性强，灵活性高。发电量方面，风光占比13.4%，2022年我国发电量88487.1亿千瓦时，火电发电量58887.9亿千瓦时（占比66.5%），水电发电量13522亿千瓦时（占比15.3%），风电发电量7626.7亿千瓦时（占比8.6%），太阳能发电量4272.7亿千瓦时（占比4.8%），核电发电量4177.8亿千瓦时（占比4.7%）。 图表4：含可再生能源消纳的电力调峰示意图 图表5：2022年火电发电量占比66.5% 新能源电量的规模提升，挤压火电输出空间，可能导致火电无法回收固定成本。 考虑各省发布的能源电力规划（包括煤电控制目标和可再生能源发展目标等），对各省电力发展进行分析预测，山东煤电利用小时数由2021-2030年下降1170小时，山西下降100小时，福建下降600小时，湖南下降300小时。 图表6：新能源电量规模提升挤压火电部分输出空间（万千瓦，利用小时数为小时） 电力市场化加速推进后，容量政策有望覆盖所有发电侧电源。本次通知明确煤电容量电价机制适用于合规在运的公用煤电机组，可以理解为符合要求的、按要求履行容量义务的煤电机组均可获得容量收益。本次通知也提到“电力现货市场连续运行的地方，可参考本通知明确的煤电容量电价机制，研究建立适应当地电力市场运行情况的发电侧容量电价机制”。 依据国家能源局数据，2023H1全国各电力交易中心累计组织完成市场化交易电量为26501亿千瓦时，占全社会用电量比重为61.5%，目前煤机机组电价实现100%市场化，提供容量补偿先决条件。随着各类机组进入市场化比例提升，发电侧主体（风电、光伏）+灵活性资源提供者（电化学储能、飞轮储能、重力储能等）均有望获取容量收益。 图表7：展望未来，发电侧主体均有希望获取容量收益 2.容量电价政策落地，煤电支撑调节性价值兑现 2023年11月10日，国家发改委、国家能源局发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号），2024年1月1日起执行。总体思路为坚持市场化改革方向，加快推进电能量市场、容量市场、辅助服务市场等高效协同的电力市场体系建设，逐步构建起有效反映各类电源电量价值和容量价值的两部制电价机制。 2.1折算煤电度电增收0.024元/kWh，容量电价有望逐年提升 煤电电价两部制。从政策思路来看，当前阶段煤电需要由常规主力电源向基础保障性和系统调节性电源并重转型，因此将现行煤电单一制电价调整为两部制电价，其中电量电价通过市场化方式形成，反应电力市场供需、燃料成本变化等情况；容量电价水平根据转型进度等实际情况合理确定并逐步调整，充分体现煤电对电力系统的支撑调节价值。 图表8：煤电主体角色变化驱动收益模式变化 煤电容量电价有望逐年提升。煤电容量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定，煤电机组固定成本实行全国统一标准，为330元/kW，通过容量电价回收的固定成本比例逐年提升，2024~2025年多数地方为30%左右（100元/kW·年），河南、湖南、重庆、四川、青海、云南、广西为50%左右（165元/kW·年）。 图表9：各省级电网煤电容量电价表（2024-2025） 2026年起，云南、四川等地比例提升至70%，其他地方提升至不低于50%，容量部分收益有望逐年增厚。 图表10：各省级电网煤电容量电价表（2026年后） 当前全国容量电费约1200亿元，2026年有望提升至1900亿元 全国容量电费情况；我们以2021年各省煤电装机容量、以2024~2025年标准计算，加权后计算可得全国容量电费大约1208亿元；假设2026年容量电价回收比例提高，全国容量电费大约1900亿元。 图表11：各省容量电费情况（亿元） 各省度电度电增加成本：同样，我们以2021年各省工商业用电量为基准（假设第二产业用电量+第三产业用电约为工商业用电量），以各省容量电费总额进行分摊，2024~2025年度全国工商业用户平均度电增加成本约为0.0141元/kWh。我们对各省情况进行排序，前五省份依次为河南、宁夏、山西、内蒙古、吉林，工商业用户度电成本分别增加0.028/0.025/0.025/0.023/0.020元/kWh。 图表12：2024~2025年度各省容量电费工商业用户分摊成本（元/kWh） 各省煤电度电收入：我们以2021年各省煤电容量电费作为总额，以各省当年煤电发电量折算，2024-2025年度全国平均值来看，煤电容量电价度电收入约0.0284元/kWh。以各省容量度电收入排序，前五省份依次为云南、北京、四川、河南、青海，度电收入分别为0.061/0.051/0.050/0.049/0.044元/kWh。 图表13：2024~2025年度各省煤电度电收入（元/kWh） 2.2煤电获“保底”收益，火电投资热情有望提升 过去火电盈利同煤炭涨价周期相反，受煤价波动较大，过去煤价供给端相对充裕，整体煤价相对较低，火电盈利能力较强。但2020年双碳趋严后，环保要求、安全生产要求提升，不合规煤矿关停，同时国际形势复杂，澳煤禁令、印尼煤停止出口、俄乌战争等情况发生，全球能源供应偏紧凑，2021年中-2022年煤价高位运行，大部分火电运营商经历两年亏损期，整体ROE下降，2022年平均为-1.78%，投资意愿偏低，距离火电合理ROE水平（10%左右）仍有较大空间。 图表14：2015-2023H1典型火电公司ROE%变化 我们典型以火电企业（28家）各省煤电装机计算收益，取2024~2025年各省容量电价计算，以纯增收角度考虑营收、利润、市值弹性。 营收弹性方面，我们以2022年营收为基准值，容量电费收入作为增量收入，营收弹性依次为深南电A（13.07%）、豫能控股（9.71%）、华银电力（8.98%）、赣能股份（8.24%）、*ST金山（7.39%）。 图表15：典型火电企业获取容量补偿后营收弹性测算 利润弹性方面，我们以2023年净利润一致预期为基准值（部分公司盈利能力较差），容量电费扣除增值税作为利润收入，利润弹性依次为建投能源（235.11%）、京能电力（141.49%）、大唐发电（120.1%）、国电电力（89.67%）、粤电力A（80.57%）。 图表16：典型火电企业获取容量补偿后利润弹性测算 考虑市值弹性，部分火电企业处于微盈或亏损，暂无一致预期，我们假设该部分净利润给10PE，对应2023年11月10日收盘市值来看，弹性依次为豫能控股（149.0%）、*ST金山（124.5%）、大唐发电（110.8%）、华银电力（108.9%）、华电国际（97.2%）。 图表17：假设增值利润部分给