本文来自格隆汇专栏：天风研究，作者：郭丽丽
专题
近日，国家发改委、国家能源局联合印发了《关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号），决定自2024年1月1日起，在全国建立煤电容量电价机制。本周我们就这一政策进行解读。
核心观点
▍建立容量电价机制的必要性
①有利于煤电更好发挥基础性支撑调节作用，为承载更大规模的新能源提供有力支撑。2023年前三季度，我国可再生能源新增装机1.72亿千瓦，同比增长93%，占新增装机的76%。由于新能源发电具有间歇性和波动性，客观上需要更多的调节性资源，推动煤电加快向提供容量支撑保障和电量并重转型，对促进新能源进一步加快发展有重要意义。
②进一步调动煤电投资积极性，发挥煤电“压舱石”作用。2013年-2022年，我国电力需求年均复合增速达到5.5%，预计仍将维持中高速增长。当前燃煤发电机组仍是我国电力系统中的主体，2023年1-9月，我国火电发电量占总发电量的70.1%。容量电价政策的出台，将在保障煤电机组正常运营的同时，起到积极引导煤电投资建设的效果。
③有助于推动电力商品价值逐渐多元化。新型电力系统的构建过程中，电力商品多维价值（包括电能量价值、调节性价值、环境价值和可靠性价值等）分别定价的重要性日益凸显。容量电价机制则反映了可靠性价值，在保障电力中长期供应安全的同时，缓解市场化改革带来发电资产搁浅成本问题。
▍煤电容量电价政策细节解读
①煤电容量电价水平如何确定？《通知》明确，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。2024~2025年，多数地方通过容量电价回收固定成本的比例为30%左右（每年100元/千瓦）；对云南、四川、河南、重庆、青海、广西、湖南等7个转型速度较快的地区，按照50%容量电价（每年165元/千瓦）执行；2026年起，各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%（每年165元/千瓦）。
②受益的煤电机组应该满足哪些条件？《通知》明确，煤电容量电价机制仅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，以及不满足国家对能耗、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。
③容量电价成本如何传导和分摊？《通知》明确，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。不同于“两个细则”和大部分地区的辅助服务市场，煤电容量电价机制第一次明确了能源转型成本向全社会传导，真正落实了“谁受益、谁承担”的分摊机制。
④容量电价机制如何与其他机制政策协同？《通知》明确，煤电容量电价机制坚持市场化方向，电力现货市场连续运行的地方可研究建立发电侧容量机制，逐步将多种类型电源同时纳入补偿范畴，根据各类发电机组对系统可靠性的实际价值开展差异化补偿。
▍投资建议
煤电容量电价政策的正式出台，将有利于保障电力系统长期容量充裕性，并提供有效的发电投资信号，为新型电力系统的转型打下坚实的基础。具体标的方面，建议关注【华能国际】【华电国际】【国电电力】【浙能电力】【皖能电力】【华润电力】等。
▍风险提示
宏观经济下行、政策推行不及预期、用电需求不及预期、现货市场建设进度不及预期等风险。
1. 煤电容量电价政策出台，有何亮点？
近日，国家发改委、国家能源局联合印发了《关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号），决定自2024年1月1日起，在全国建立煤电容量电价机制。本周我们就这一政策进行解读。
1.1. 建立容量电价机制的必要性
在容量电价之前，我国对煤电实行单一制电价，即煤电只有发电才能回收成本。电力市场成熟国家通常实行两部制电价，即容量电价主要回收机组固定成本、电量电价主要回收变动成本。
①有利于煤电更好发挥基础性支撑调节作用，保障电力系统安全运行，为承载更大规模的新能源提供有力支撑。
2022年我国新能源新增装机达1.2亿千瓦、新增发电量约2000亿千瓦时，均占全国新增总量的三分之二左右。2023年前三季度，我国可再生能源新增装机1.72亿千瓦，同比增长93%，占新增装机的76%。
由于新能源发电具有间歇性和波动性，客观上需要更多的调节性资源，为电力系统提供更加充裕的调节能力。煤电是我国最重要、成本较低的支撑调节电源，推动煤电加快向提供容量支撑保障和电量并重转型，平常时段为新能源发电让出空间、高峰时段继续顶峰出力，对促进新能源进一步加快发展具有重要意义。
②进一步调动煤电投资积极性，发挥煤电“压舱石”作用。
2013年-2022年，我国电力总需求量从53223亿千瓦时增长至86372亿千瓦时，年均复合增速达到5.5%，预计我国电力需求仍将维持中高速增长。当前燃煤发电机组仍是我国电力系统中的主体，在电能量保供中发挥了“压舱石”的作用。2023年1-9月，我国火电发电量46397亿千瓦时，占总发电量的70.1%。
但是目前仍有大量机组尚处于资本成本回收的早期阶段。市场化后，在产能过剩的结构性矛盾下，由于未收回资本成本的煤电机组的发电报价处于新能源之后，因此机组容量利用率将不断下降，利用率低下导致机组收益下滑。容量电价政策的出台，将在保障煤电机组正常运营的同时，起到积极引导煤电投资建设的效果，有助于煤电继续发挥其保障电力电量供应的“顶梁柱”和“压舱石”作用。
③有助于推动电力商品价值逐渐多元化。
传统电力系统中，火电作为主力电源能同时提供电能量价值、灵活性价值、可靠性价值等多维价值，电力市场设计也以单一市场为主。新型电力系统的构建过程中，新能源发电、储能、虚拟电厂等非火电的多元主体参与进来，但是这些主体大多只能提供部分价值，因此对电力商品的多维价值（包括电能量价值、调节性价值、环境价值和可靠性价值等）分别定价的重要性日益凸显。其中容量电价机制则反映了可靠性价值，在保障电力中长期供应安全的同时，缓解市场化改革带来的发电资产搁浅成本问题，与电力市场化改革有机衔接。
1.2.煤电容量电价政策细节解读
①煤电容量电价水平如何确定？
容量补偿机制将机组的容量成本回收与发电运行相对解耦，以单位容量固定成本为依据核算容量电价补偿上限，以机组有效容量为依据核算机组可补偿容量。根据科普中国，容量电价代表电力工业企业成本中的容量成本，即固定资产投资费用，在计算容量基本电费时，以客户设备容量或客户最大负荷需求量为单位，客户每月所付的基本电费，仅与容量或最大负荷需求量有关，而与其实际用电量无关。在此情况下，容量电价主要反映发电厂的固定成本，与发电厂类型、投资费用、还贷利率和折旧方式等密切相关；电量电价主要反映发电厂的变动成本，与燃料费用和材料费用等密切相关。
《通知》明确，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。
由于各地电力系统对支撑调节能力需求不同，煤电功能转型进度差异也较大。部分地区水电、新能源等可再生能源比重较大，煤电已主要发挥支撑调节作用；有的地方煤电则仍是电力和电量两方面的主力电源。因此，在确定容量电价回收固定成本比例时，将煤电转型较慢、机组利用小时数较高的地方安排得低一些，煤电转型较快、机组利用小时数较低的地方安排得适当高一些，这符合各地实际情况，有利于煤电加快实现功能转型。根据随《通知》印发的《省级电网煤电容量电价表》，2024~2025年，多数地方通过容量电价回收固定成本的比例为30%左右（每年100元/千瓦）；对云南、四川、河南、重庆、青海、广西、湖南等7个转型速度较快的地区，按照50%容量电价（每年165元/千瓦）执行；2026年起，各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%（每年165元/千瓦）。
②受益的煤电机组应该满足哪些条件？
在政策实施范围方面，《通知》明确，煤电容量电价机制仅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，以及不满足国家对能耗、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。
此外，《通知》特别针对跨省跨区煤电机组容量电价按两类情况分别进行了规定，第一类是纳入受电省电力电量平衡的跨省跨区配套煤电机组，第二类是除配套煤电机组之外但同样纳入受电省电力电量平衡的煤电机组。根据电联新媒的观点，对跨省跨区煤电机组实施容量电价的情况进行规定，相当于“锁定”了煤电机组的这部分容量。在签订跨省跨区中长期合约时，不仅需要明确电量、电价，受电省也应当按照容量电价分摊情况，约定高峰时段电力保障要求，这对于进一步理顺跨省跨区送电机制、规范跨省跨区送电中长期合约的执行意义重大。
③容量电价成本如何传导和分摊？
《通知》明确，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。不同于“两个细则”和大部分地区的辅助服务市场，煤电容量电价机制第一次明确了能源转型成本向全社会传导，真正落实了“谁受益、谁承担”的分摊机制。
④容量电价机制如何与其他机制政策协同？
容量电价不仅适用于煤电，理论上其他电源类型如水电、风电、光伏等均可以获得一定的容量电价。《通知》明确，煤电容量电价机制坚持市场化方向，电力现货市场连续运行的地方可研究建立发电侧容量机制，通过建立科学全面的应急备用机制和分电源类型的发电侧可用性标准，逐步将多种类型电源同时纳入补偿范畴，根据各类发电机组对系统可靠性的实际价值开展差异化补偿。
1.3.投资建议
煤电容量电价政策的正式出台，将有利于保障电力系统长期容量充裕性，并提供有效的发电投资信号，为新型电力系统的转型打下坚实的基础。具体标的方面，建议关注【华能国际】【华电国际】【国电电力】【浙能电力】【皖能电力】【华润电力】等。
2.环保公用投资组合
注：本文节选自天风证券研究所2023年11月13日已公开发布研究报告《煤电容量电价政策正式出台，有何亮点？》，报告分析师：郭丽丽 执业证书编号：S1110520030001
本资料为格隆汇经天风证券股份有限公司授权发布，未经天风证券股份有限公司事先书面许可，任何人不得以任何方式或方法修改、翻版、分发、转载、复制、发表、许可或仿制本资料内容。
免责声明：市场有风险，投资需谨慎。本资料内容和意见仅供参考，不构成对任何人的投资建议（专家、嘉宾或其他天风证券股份有限公司以外的人士的演讲、交流或会议纪要等仅代表其本人或其所在机构之观点），亦不构成任何保证，接收人不应单纯依靠本资料的信息而取代自身的独立判断，应自主做出投资决策并自行承担风险。根据《证券期货投资者适当性管理办法》，若您并非专业投资者，为保证服务质量、控制投资风险，请勿订阅本资料中的信息，本资料难以设置访问权限，若给您造成不便，还请见谅。在任何情况下，作者及作者所在团队、天风证券股份有限公司不对任何人因使用本资料中的任何内容所引致的任何损失负任何责任。本资料授权发布旨在沟通研究信息，交流研究经验，本平台不是天风证券股份有限公司研究报告的发布平台，所发布观点不代表天风证券股份有限公司观点。任何完整的研究观点应以天风证券股份有限公司正式发布的报告为准。本资料内容仅反映作者于发出完整报告当日或发布本资料内容当日的判断，可随时更改且不予通告。本资料内容不构成对具体证券在具体价位、具体时点、具体市场表现的判断或投资建议，不能够等同于指导具体投资的操作性意见。
