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................................................................8图12：山东省发电容量补偿费用计算方式..........................................................................................................9图13：中国主要能源发电量变化（单位：亿千瓦时）....................................................................................10图14：光伏日平均出力曲线图............................................................................................................................10图15：2060年发电侧负荷平衡模型...................................................................................................................10图16：华能国际度电净利润波动情况对比（左：元/吨）...............................................................................121请务必阅读正文之后的免责条款和声明。行业深度报告电力容量电价的定义与主要类型容量电价：以容量为基础的经济激励机制容量电价是一种以容量为基础的经济激励机制。在新能源发电逐渐占据主导地位的电力市场中，燃煤发电面临利用小时数下滑的风险，往往难以依靠仅电量市场回收其固定投资成本，进而导致电厂对煤电机组投资和运营的积极性削弱。与此同时，新能源主导的电力系统中发电容量充裕性和运行稳定性至关重要，煤电机组是重要的支撑性和调节性电源，在电力系统中起到“压舱石”作用。因此，为弥补燃煤发电机组的固定成本，提升电厂投建的积极性，电力市场中需要一些额外的成本补偿机制。容量电价机制以机组的装机容量而非发电量为基准，使机组可获得能量市场和辅助服务市场以外的收益，是提升燃煤机组投运积极性的重要方式。目前，我国已在发电侧和用电侧有着容量电价机制的实践。抽水蓄能方面，我国广泛使用两部制电价的定价方法，其中容量电价实行事前核定、定期调整的价格机制。根据国家发改委633号文中的抽水蓄能容量电价核定办法，全国抽水蓄能电站容量电价是按照资本金内部收益率对电站经营期内年度净现金流进行折现，以实现整个经营期现金流收支平衡为目标，核定电站容量电价。根据相关文件规定，电站经营期假设为40年，资本金内部收益率为6.5%，贷款期限为25年，运行成本根据在运电站费率从低到高排名前50%的平均水平核定。燃气发电方面，由于气电机组同样存在上游天然气成本难以顺利传导至下游的问题，在江浙沪地区，部分气电机组也实行两部制电价。其中，燃气机组的容量电价主要考虑燃气电厂的投资、检修费用、财务费用等成本，用以确保电厂的持续性经营和合理的利润；电量电价则通过气电价格联动机制减少天然气价格波动的影响。以上海为例，根据上海市发改委2023年7月发布的《关于我市开展气电价格联动调整有关事项的通知》，上海容量电价覆盖天然气调峰发电机组和天然气热电联产发电机组（含小型背压式热电联产机组），容量电价分别为37.01元/千瓦·月和36.50元/千瓦·月，电量电价则根据气电价格联动机制调整为0.6257元/千瓦时和0.6499元/千瓦时（全年发电利用小时2500以内）。用户侧方面，由于部分工商业用户用电需配备专门装备会产生部分固定费用，因此用电价格中包含以容量计价的基本电费。以浙江省2022年大工业用电价格为例，基本电价可选以变压器容量或者最大需量计算，价格分别为30元/千伏安·月和40元/千瓦·月。其中，变压器容量计价法是根据工厂用户所安装的变压器容量进行计算；而最大需量法中，用户需对生产中用电负荷率水平进行评估，确定最大需量后，向电力部门进行申请，经核准后可按照最大需量缴纳基本电费，而超出最大需量的部分需要额外加收费用。燃料成本波动导致煤电经营稳健性较差在单一电量市场中，燃煤发电机组受制于燃料成本的波动，经营稳健性较差。燃煤发电的主要成本包括可变成本与固定成本，其中可变成本主要为发电机组的燃料成本，该成本受长协煤签订履约情况、动力煤现货价格、机组发电量以及动力煤供需情况等多种因素影响，具有市场化波动的特点；固定成本部分主要为机组的折旧成本、人工成本及日常维护检修成本等，这部分成本相对稳定，基本不受动力煤市场价格情况和机组发电量的影响。以电力上市公司华能国际为例，我们对燃煤发电的度电成本进行了拆分。根据公司年报披露，2022年，公司煤机利润总额为-173.25亿元，以3638.93亿千瓦时的上网电量计算，度电亏损为0.0476元/千瓦时。根据公司上网电价和度电利润进行拆分，公司燃煤发电的度电成本约为0.4831元/千瓦时，其中燃料成本为0.3615元/千瓦时、折旧成本为0.0441元/千瓦时、其他成本（检修、维护等）为0.0405元/千瓦时，期间费用为0.0370元/千瓦时，度电固定成本（折旧成本+其他成本）约为0.085元/千瓦时。2018-2022年，公司度电固定成本相对稳2请务必阅读正文之后的免责条款和声明。行业深度报告电力定，维持在0.07~0.09元/千瓦时范围内；可变成本则变化较大，上下限为0.3615元/千瓦时和0.1983元/千瓦时。以300克/千瓦时的标煤煤耗进行计算，标煤煤价涨跌100元，燃煤成本将变动0.03元/千瓦时左右，变动幅度即已超过固定成本0.02元/千瓦时左右的波动幅度。图1：华能国际度电成本拆分（单位：元/千瓦时）图2：固定成本与燃煤成本对比（单位：元/千瓦时）资料来源：公司公告，中信建投资料来源：公司公告，中信建投由于燃煤成本在火电营业成本中占据主导地位，火电盈利能力主要受制于动力煤价格的变化。在现行的燃煤发电上网电价机制下，火电的上网电价上涨空间有限，上游燃煤价格却呈现市场化波动，导致煤电企业难以完全将上游成本顺利递延至下游，火电经营的不确定性较强。2021年，动力煤价格同比大涨，CECI5500大卡动力煤指数均价达1044元/吨，同比上涨81.3%。受动力煤价格高企的影响，煤电行业普遍亏损，五大发电集团旗下主要上市公司业绩均呈亏损状态，归母净亏损合计269.77亿元。我们以华能国际为例，对比了公司单季度电净利润和秦皇岛5500大卡动力煤季度均价的关系。总体来看，公司单季度电净利润与煤价呈负相关关系。因此，我们认为在单一的电量市场下，煤电运营的稳定性较差，需要容量电价进行收益补充，提升经营的确定性。图3：分季度现货价格和华能国际净利润（左：元/吨，度电净利润：元/千瓦时）资料来源：公司公告，百川盈孚，中信建投0.00.10.20.30.40.50.620182019202020212022折旧成本期间费用其他成本燃料成本0.00.10.20.30.420182019202020212022固定成本燃煤成本(0.20)(0.15)(0.10)(0.05)0.000.050.100200400600800100012001400160020-0320-0620-0920-1221-0321-0621-0921-1222-0322-0622-0922-1223-0323-06当季煤价现货价格度电净利润3请务必阅读正文之后的免责条款和声明。行业深度报告电力主流激励机制对比，容量成本补偿机制更为适合我国在国际电力市场中，目前主流的激励机制包括稀缺定价机制、容量市场机制以及容量成本补偿机制。稀缺定价机制主要应用在美国德州、加拿大阿尔伯塔和澳大利亚电力市场，在这一机制下，电力市场中仅存在单一的电量市场，并不单列容量市场，机组成本回收是通过电量市场中上限极高的电价完成的。在该机制下，行政命令对电力市场的干预较小，主要依靠市场反映和调节电力供求关系。容量市场机制主要应用在英国电力市场以及美国PJM、NYISO电力市场，在容量市场中，系统运营机构会设定系统容量需求曲线，并通过集中式拍卖、自由交易等机制引导电厂出力与系统容量需求曲线趋近，保障电力系统容量的充裕性。容量成本补偿机制主要应用在智利、阿根廷等南美洲国家，该机制下，监管机构会根据电力市场运行情况与机组的投建运营成本确定容量补偿电价和电力核算补偿容量，发放容量电价补贴，并定期进行调整。在这一机制中，法律法规与行政干预的影响较小，对电力市场的建设水平依赖性较小。表1：三种主要的容量成本回收机制机制类型机制运行方法应用地区稀缺定价机制不设置容量市场或容量机制，依靠单一电能量市场满足电源回收投资的需要美国德州加拿大阿尔伯塔澳大利亚电力市场容量市场一种为容量定价的市场机制，在单一电能量市场之外设置的新的市场，用以保证电力系统达到明确的可靠性标准英国容量市场美国部分区域容量市场容量成本补偿机制在政府相关部门指导下，通过对单位容量补偿标准和可补偿容量核算，为发电机组回收固定成本的容量成本回收机制智利、阿根廷、秘鲁、西班牙我国山东电力市场资料来源：北极星储能网，中信建投稀缺定价机制不单独设立机组固定投资回收机制，而是通过在单一电能量市场中设置上限很高的稀缺价格，在系统电能量和备用稀缺的情况下，使得电价能够快速大幅上涨，通过短时高价格满足电源回收投资的需要，用以鼓励投资新建电厂。美国德州、加拿大阿尔伯塔和澳大利亚电力市场均采用了稀缺定价机制。以美国德州电力市场为例，现货市场的发电电能量报价包含启动成本、空载成本和可变成本三部分，其中可变成本的上限9000美元/兆瓦时；在稀缺定价机制下，负荷尖峰时段如出现备用短缺，结算价格由市场出清的节点边际电价、运营机构事后计算的实时备用价格增量和可靠性价格增量构成；而运行的机组通过高电价获得较高收益。同时，在该机制下，没有发电的备用发电容量也会获得备用价格增量的补偿。该市场模式下电价往往波动性很大，以美国德州电力市场为例，2021年，该市场非高峰时段实时电价低于30美元/兆瓦时的天数为251天，占全年天数接近70%；而在2021年2月出现极寒天气时，由于电力供应容量不足，实时电价连续几天达到9000美元/兆瓦时。4请务必阅读正文之后的免责条款和声明。行业深度报告电力图4：美国德州的稀缺定价机制资料来源：《电力市场环境下典型发电容量充裕性机制及对我国的启示》，中信建投容量市场是在单一电能量市场之外设置的新的市场，用以保证电力系统达到明确的可靠性标准。不同于直接补偿机制中由行政定价确定补偿额度，容量市场机制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。容量市场中买方为系统运营商，卖方为容量资源提供商，系统运营商根据负荷预测、可靠性要求等形成容量需求曲线，卖方申报容量资源数量和价格，市场运营机构以最小化容量购买成本得到容量市场出清结果，容量购买费用最终由所有用户分摊。容量市场的投资信号主要来自于容量价格，以美国PJM市场为例，容量价格通过拍卖形成，可分为基础拍卖和增量拍卖。其中，基础拍卖提前3年开始，交易标的为未来第3年的容量；增量拍卖包括3次，分别提前20个月、10个月和3个月组织进行。容量价格的产生取决于机组的可供给容量和总容量需求。在容量费的结算方面，向发电主体支付的容量费为中标容量乘以所在区域的容量出清价格，容量费将按照用电峰荷水平分摊给用户侧。根据PJM发布的相关报告，容量价格在2007~2024年内的下限和上限为16.46美元/兆瓦·天（合6.01美元/千瓦·年）和174.29美元/兆瓦·天（合63.62美元/千瓦·年），成交容量在1.29亿千瓦到1.70亿千瓦之间。图5：美国PJM的容量市场机制资料来源：《电力市场环境下典型发电容量充裕性机制及对我国的启示》，中信建投5请务必阅读正文之后的免责条款和声明。行业深度报告电力容量成本补偿机制是由监管机构根据公允评估结果，制定容量补偿价格和可补偿容量，据此向相关发电企业提供容量补偿费以帮助其回收固定成本，补偿费用一般由电力用户分摊。容量补偿标准和各个机组的可补偿容量主要在政府或监管机构的指导下，根据负荷预测、用户停电损失评估、系统可靠性标准和发电机组可用性等因素综合确定。目前智利、阿根廷、秘鲁、西班牙等国家主要采用容量成本补偿机制。容量直接补偿机制实施一般包括三个环节：一是确定容量电价，每年或每若干年对容量电价进行测算，可选择基于系统高峰负荷等期间的边际机组投资成本，再考虑投资回收周期、贴现率、通胀指数等来确定容量电价；二是确定可补偿容量，按照规定方法确定机组可补偿容量，机组根据其可补偿容量获得容量补偿；三是进行补偿费用结算，由交易运行机构提供容量补偿清算依据，与发电企业进行容量补偿结算，并将总补偿费用分摊给用户。图6：容量成本补偿机制资料来源：《现货市场中实现保供目标的容量补偿定价方法》，中信建投在以上主流激励机制中，容量成本补偿机制更为适应我国当下的电力生产形势。在上述三种容量电价机制中，稀缺定价机制依赖于电力现货市场的建设，且电力用户可能面对的时段性高电价，对于电力用户的生产生活干预较大；容量市场机制则需要新建电力容量交易市场，对发电企业的系统预测能力、信息公开程度都有着较高的要求。相较于依赖市场交易的的容量市场机制和稀缺定价机制，容量成本补偿机制更为符合我国电力现货市场仍处于早期建设阶段的特点。在容量成本补偿机制中，补偿电价和补偿容量都由主管部分根据明确的规制方法和电力系统运行情况进行确定，且在运行过程中可根据电力市场的运行情况对相关指标进行及时更改。同时，相较于容量市场和稀缺性定价机制，补偿式容量市场还有补偿成本较为稳定的优势，在保障电力系统容量充裕性的同时，可以尽量减少对企业居民正常生产生活用电的影响。除此之外，我国在抽水蓄能和燃气机组的容量电价方面，已经有了类似的实践经验，这进一步降低了容量补偿电价机制的设计与运行的难度。对于电力生产方来说，容量补偿机制直接根据容量贡献向市场内机组支付容量费用，且支付标准往往是保障发电企业可以回收一定比例的固定成本，有助于发电企业提升投运燃煤机组的积极性。表2：三种主要的容量成本回收机制总结对比稀缺定价机制容量市场机制容量补偿机制容量电价无通过行政和市场手段共同确定行政手段确定交易容量无市场手段确定行政干预最少较少适中容量补偿机制制定容量电价核定补偿容量计算公式r=c[γ(1+γ)^n/(1+γ)^n-1]r表示边际机组的单位容量电价，c表示边际机组的单位容量建设投资成本，γ表示折现率，n表示边际机组的投资回收周期初始容量核量充裕容量核定补偿容量核定6请务必阅读正文之后的免责条款和声明。行业深度报告电力市场设计透明度高高较高价格飙升或停电可能出现较少出现很少出现市场力问题可能存在可能存在较少存在电源投资风险较高适中较低应用美国德州、加拿大阿尔伯塔等美国PJM、英国智利、阿根廷、英国资料来源：《适应“十四五”可再生能源发展的发电容量成本回收机制设计》，中信建投我国容量电价机制的运行情况伴随着新能源装机规模的增长，电力市场对于调节容量需求日益增加。目前，我国已在云南、山东等地试点容量电价机制，由于所处于的电力生产消费环境的不同，不同地区所采取的容量电价机制也存在差异性。其中云南省可再生能源占据主导地位，煤电发展较为缓慢，采取单列容量市场的方式进行煤电激励；山东省作为传统火电大省，煤机资源丰富，目前主要通过容量补偿费用激励补偿燃煤机组。云南：燃煤发电电能量市场和调节容量市场共存云南省作为水能与绿电资源较为丰富的省份，水风光发电装机发展成绩优异，占比远超全国平均水平。截至2022年底，云南省电力装机容量为11144.6万千瓦，其中水电、火电、风电和光伏分别为8061.59万千瓦、1533.55万千瓦、891.39万千瓦和475.89万千瓦，水风光发电占比高达84.60%。在发电量方面，水风光发电也占据主导地位，2023年7月云南省发电量为405亿千瓦时，其中水电、风电和光伏发电量分别为337.50、17.40和4.89亿千瓦时，合计占比达88.84%。同时，云南省新能源装机还在持续增长中。2022年，云南能源局发布的《云南省“十四五”规划新能源项目清单》，2021年-2024年云南还将开工新能源装机7308.9万千瓦，确保2023-2025年新增5000万千瓦新能源项目全额消纳。火电方面，受水电为主的省内电力结构影响，云南电力市场交易价格长期处于低位，燃煤发电发展较为滞后，利用小时数长期偏低（2022年为2858小时，低于全国平均水平34.73%）。伴随着新能源装机规模的增长，云南对于支撑性和调节性电源的需求日益增长。图7：云南省月度发电量占比图（单位：亿千瓦时）资料来源：ifind，中信建投0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%2021/82021/102021/122022/42022/62022/82022/102022/122023/42023/6水电风电光伏火电7请务必阅读正文之后的免责条款和声明。行业深度报告电力2022年12月，云南省发改委发布《云南省燃煤发电市场化改革实施方案(试行)》，提出建立燃煤发电电能量市场和调节容量市场。在容量市场方面，《试行方案》明确提出，将按照“谁受益、谁承担”和“谁服务、谁收益”的原则，逐步建立健全与系统负荷曲线一致性相挂钩的调节容量市场交易机制。《试行方案》明确了调节容量的受益方、服务方以及交易机制，市场的受益方为对调节能力和系统容量具有需求的各类电源和用户，具体来看，《试行方案》鼓励未自建新型储能设施或未购买共享储能服务达到装机规模10%的风光发电企业，自行购买系统调节服务；市场的服务方为燃煤发电企业（不包括褐煤发电企业），燃煤发电企业参与交易的容量为最大发电能力和最小发电能力之间的可调节容量，目前按照额定装机容量的40%参与市场；在交易机制方面，新能源发电企业和燃煤发电企业在一定价格范围内自主协商形成交易价格，新能源发电企业所购容量超出自用部分，可参与调节容量市场进行交易。图8：云南容量电价机制资料来源：《云南省燃煤发电市场化改革实施方案(试行)》，中信建投在调节容量的定价方面，《试行方案》规定燃煤发电调节容量价格由买卖双方在220元/千瓦每年上下浮动30%区间范围内自主协商形成，以月度价格计算，上下限为12.83元/千瓦和23.83元/千瓦。同时，《试行方案》还提出了对未按规定购买调节容量的发电的惩罚机制：未自建新型储能设施、未购买共享储能服务且未购买燃煤发电系统调节服务的新能源项目上网电价将按照清洁能源市场交易均价的90%结算，其中差额计入电力成本分担机制。云南省容量电价成本的负担方主要为新能源发电企业，在该机制下，新能源发电企业有义务使得风光发电的出力与系统负荷曲线相匹配，因此在自身储能规模不足、调节能力不够时，需要向燃煤发电机组购买调节容量。云南省燃煤发电调节容量市场自2023年启动以来，交易容量呈持续增长趋势，平均交易价格为12.97元/千瓦·月，基本维持在价格范围的下限水平；2023年7月，市场交易均价为12.93元/千瓦·月，交易容量达185.96万千瓦，占比达12.13%（以2022年末的火电装机容量规模计算）。以目前的平均交易价格和交易容量增长趋势来计算，每年稳态容量补偿金额约为3.69亿元。8请务必阅读正文之后的免责条款和声明。行业深度报告电力图9：2023年1-7月成交容量占比图10：2023年1-7月成交容量及价格资料来源：昆明电力交易中心，中信建投资料来源：昆明电力交易中心，中信建投山东：容量补偿费用助力火电经营稳定山东省作为传统的火电大省，省内火电装机占据主导地位。截至2022年底，山东省电力装机容量为18957.8万千瓦，其中火电、水电、风电、光伏和核电分别为11752.8、227.9、2302.2、4269.9和250万千瓦，火电装机占比高达62%。在发电量方面，火电发电同样占据主导地位，2023年7月山东省全社会发电量为530.9亿千瓦时，其中火电发电量达464.80亿千瓦时，占比高达87.55%。与云南省不同，山东的主力发电机组为火电，火电可以为规模日渐增长的新能源发电容量提供调节容量，但也需要合理的市场补偿机制来维系火电的持续运营。图11：山东省月度发电量占比图（单位：亿千瓦时）资料来源：ifind，中信建投山东省的容量电价机制与电力现货市场改革相联系。2020年，山东省发布《山东省电力现货市场交易规则(试行)》，提出以容量补偿方式补偿发电机组固定成本，发电容量补偿费用的来源为用户侧支付的0%2%4%6%8%10%12%14%1月2月3月4月5月6月7月成交容量占火电装机容量比重12.812.913.013.10204060801001201401601802001月2月3月4月5月6月7月成交容量（万千瓦）成交价格（元/千瓦·月）0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%2021/82021/102021/122022/42022/62022/82022/102022/122023/42023/6火电水电风电光伏核电9请务必阅读正文之后的免责条款和声明。行业深度报告电力容量补偿电价，按月进行结算。在该规则下，机组可获得的发电容量补偿费用取决于容量补偿电价、机组月度可用容量以及全网市场化用户的月度用电量。2020年12月，山东省启动首次整月的电力现货试结算，完成了容量电费的征收和分配。图12：山东省发电容量补偿费用计算方式资料来源：《山东省电力现货市场交易规则(试行)》，中信建投2022年初，山东能源局发布山东省电力现货市场交易规则(试行)（2022年试行版V1.0），2022版规则对机组月度可用容量的计算方式进行了调整。在新规则下，机组可用容量为（机组额定容量-机组当日可调出力上限降出力）×机组日可用小时数/当月总小时数。2022年3月，山东省发改委发布《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）。同时，《通知》也提出要在保持容量补偿费用总体水平基本稳定的基础上，根据山东电力系统用电负荷或净负荷特性变化，研究探索基于峰荷责任法的容量补偿电价收取方式。同时，根据《关于做好2022年山东省电力现货市场结算试运行有关工作的通知》，收取容量补偿电价后，发电侧中长期交易月度加权平均电价上下限相应修改为0.3748元/千瓦时（0.4739-0.0991元/千瓦时）和0.2168元/千瓦时（0.3159-0.0991元/千瓦时）。在此机制下，火电的实际运营收入上限并没有发生改变，但是容量电价锁定了部分基础收益，使得火电经营的稳健性相应提高。2022年6月，山东印发《关于2022年山东省电力现货市场结算试运行工作有关事项的补充通知（征求意见稿）》，提出9月份起，对可调节负荷试行基于峰荷责任法的容量补偿电价收取方式。在新能源发电旺盛，电能较为充裕的时段，容量补偿电价为：基准价99.1元/兆瓦时谷系数K1（K1取值0-50%）；发电紧张时段，容量补偿电价为：基准价99.1元/兆瓦时峰系数K2（K2取值100%-160%）。在此容量补偿电价的机制下，不同季节和不同时间里，容量补偿电价将根据发电峰谷情况有所波动，使得其可用更好地反映电力市场地供需情况。容量电价的必要性与潜在影响新型电力系统下发电容量充裕性渐显重要近年来，我国新能源装机规模持续增长，发电量占比稳步提升。在国家发改委、能源局发布的《2030年前碳达峰行动方案》中，提出到2030年，风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上。在发电量方面，根据国家发改委能源研究所发布的《中国2050高比例可再生能源发展情景暨路径研究》，到2030年，风光发电总量占比将达35.65%；2050年，占比将进一步提高至69%，完全成为我国新型电力系统中的主体能源。在“双碳”10请务必阅读正文之后的免责条款和声明。行业深度报告电力背景下，新能源装机持续增长并最终占据主导地位具有一定的必然性。图13：中国主要能源发电量变化（单位：亿千瓦时）资料来源：《中国2050高比例可再生能源发展情景暨路径研究》，中信建投新能源发电具有绿色、低碳、可再生等多种优势，但是新能源发电出力也具有随机性、波动性，相对常规电源而言仅有电量替代效益而无容量替代效用，难以独立保障可靠电力供给，需要依赖支撑性电源提供容量保障。随着系统电源结构中新能源占比逐步提升，电源侧的随机性大幅提升，输配系统的稳定性下降。根据目前新能源产业发展趋势，我们预计到2060年，全国风电、光伏装机占总装机比重分别为22.6%、50.6%，根据不同能源的装机规模与出力曲线，我们构建了2060年发电侧负荷平衡模型。在18时之后，光伏出力归零，支撑性能源需要为电网系统提供约占实时用电负荷近三分之一的电力供应。图14：光伏日平均出力曲线图图15：2060年发电侧负荷平衡模型资料来源：《新能源发电出力特性指标及其数据化应用》，中信建投资料来源：wind，中信建投新能源大规模进入市场后，燃煤发电机组需要承担调节或备用角色，确保新能源发电上网的稳定性。但是，目前燃煤发电主要依赖电量市场获取收益，伴随着新能源发电主体地位的建立，煤机发电量和利用小时数将大幅下降，度电煤耗会相应增长，经济性面临挑战。此外，煤机还需要维持运营以确保电力系统中容量的充裕性。020004000600080001000012000140001600020112015202520302035204020452050太阳能发电风电水电核电天然气发电煤电0.00.20.40.60.81.01.20246810121416182022风电出力光伏出力煤电出力气电出力水+核出力生物质出力11请务必阅读正文之后的免责条款和声明。行业深度报告电力因此，给予煤电企业额外的收益路径，确保煤电机组的可持续性是建设新型电力系统的重要任务。容量电价机制基于容量为机组提供收益，可保证煤电机组在市场化的电能量定价和辅助服务定价之外，获得稳定的收入，确保机组持续平稳运行，保障电力系统容量的充裕性。根据上文对煤电机组度电成本的拆解中，我们发现在电量市场下，燃煤发电的经营情况受制于动力煤价格的波动，经营稳定性欠佳。而在容量电价机制下，这一情况有望实现改善。在容量成本补偿机制下，容量补偿电价和核定容量由相关机构根据机组的实际情况和电力市场的运行情况进行综合核定，具有稳定性特点。因此，煤电机组的经营稳定性也有望提升，应对动力煤价格波动的能力有望增加。煤电盈利能力与经营稳健性有望提升从发电端的容量电价机制来看，我们判断我国有可能会采用基于成本的方法来确定容量补偿费用，即容量电费=K×固定成本，其中固定成本主要由机组折旧、检修维护等构成。此外，根据各地具体情况，如当地容量充裕度、辅助服务需求强弱、火电建设规划等因素来制定不同的K值，因此不同地区容量电价受当地供求关系影响而不同。在容量电价承担对象方面，我们认为工商业用户或将会是容量电价成本的承担者。参考国家发改委2023年5月发布的《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》，工商业用户用电价格包含上网电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加组成，其中系统运行费用包括辅助服务费用、抽水蓄能容量电费等。燃煤机组容量补偿费用的性质与形式均与抽水蓄能容量电费具有相似之处，有望一并纳入系统运行费用中，按照“谁受益、谁承担”的原则，由工商业用户分摊。我们假设火电的固定成本为350元/千瓦，假设不同供需情况下K值分别为30%、50%、70%，火电年利用小时为4500小时。据此计算得K值分别为30%、50%、70%的情形下，容量电价分别为100元/千瓦、165元/千瓦、230元/千瓦，折合度电利润分别为14.75元/兆瓦时、24.34元/兆瓦时和33.92元/兆瓦时，假设原有度电利润中枢为20元/千千瓦时，则对度电盈利的提升幅度分别为74%、122%、170%。但我们认为实际情况下，火电在享受到容量电价补偿时，可能会面对上网电价走低或利用小时下降的情景，原有的度电利润中枢可能将有所下降，最终收益增长情况或将低于预期水平，但收益的稳健性将有所提升。表3：不同比例下容量电价的利润贡献项目固定成本（元/千瓦）K容量电价（元/千瓦，含税）利用小时（小时）度电利润（元/兆瓦时）原利润中枢（元/兆瓦时）新利润中枢（元/兆瓦时）提升幅度低比例情况35030%100450014.752034.7574%中比例情况35050%165450024.342044.34122%高比例情况35070%230450033.922053.92170%资料来源：公司年报，中信建投在乐观情况下，我们假设主要火电上市公司容量电价水平为100元/千瓦（含税），根据上市公司境内煤电装机规模、权益占比以及容量电价假设，我们计算出来了容量电价政策对公司归母净利润的贡献。其中，煤机装机规模较大的华能国际、华电国际、大唐发电分别可增加归母净利润43.47、25.47和23.48亿元，以2023年9月18日的市值水平进行计算，容量电价的归母净利润贡献/市值分别为4.06%、4.96%和5.69%；归母净利润贡献/2023年业绩预期分别为32.48%、47.71%和63.79%。12请务必阅读正文之后的免责条款和声明。行业深度报告电力表4：容量电价对重点电力上市公司的业绩弹性影响公司简称市值(亿元）煤电装机规模（万千瓦）权益占比归母净利润贡献（亿元）归母净利贡献/市值业绩预期2023归母净利贡献/业绩预期华电国际514462383%25.474.96%53.3847.71%华能国际1072935770%43.474.06%133.8532.48%上海电力26098560%3.921.51%22.9017.13%申能股份31584058%3.231.03%34.319.42%大唐发电413471675%23.485.69%36.8063.79%粤电力A297205570%9.553.21%24.2539.37%资料来源：公司年报，中信建投注：公司市值为2023年9月18日总市值，2023年业绩预期来自于wind一致性预期，增值税率假设为13%，所得税率假设为25%我们假设容量电价为100元/千瓦，折合度电净利润约为0.0147元/千瓦时。以华能国际为例，我们以2023年Q1度电净利润为基准，对比了容量电价补偿前后公司度电净利润的波动情况。在额外加入容量电价后，华能国际公司度电盈利波动幅度明显有所减少，动力煤价格增长对于公司度电净利润的影响也相应减少。图16：华能国际度电净利润波动情况对比（左：元/吨）资料来源：公司公告，百川盈孚，中信建投综上所述，我们认为容量电价政策的实行在提升上市公司业绩的同时，可以减少火电经营的波动性，更好地匹配火电前期的高额资本开支。从火电经营的角度，容量电价的出台使得火电机组有望获得稳定收益来源，提升应对燃煤成本变化的能力，保障火电企业盈利的稳定性。在火电投建方面，容量电价的出台一方面可以为机组的投建提供资金支持，保障资本开支的可持续性；另一方面，也有助于激发企业投建火电机组、增强电力系统容量余裕的积极性。-900%-800%-700%-600%-500%-400%-300%-200%-100%0%100%200%0200400600800100012001400160020-0320-0620-0920-1221-0321-0621-0921-1222-0322-0622-0922-1223-0323-06当季煤价现货价格度电盈利波动情况度电盈利波动情况（容量电价补偿后）13请务必阅读正文之后的免责条款和声明。行业深度报告电力风险分析容量电价补偿不及预期的风险：目前容量电价的相关政策还没有最终出台，如果最终出台的政策的容量电价补偿标准过低，该政策对于煤电企业的业绩影响可能将不及预期。容量电价覆盖机组范围不及预期：如果最终出台的容量电价政策对于覆盖的机组范围在年限、容量等方面具有较为严格的要求，对煤电企业的利润贡献不及预期，业绩影响可能也将不及预期。容量电价政策核定容量不及预期的风险：如果最终出台的容量电价政策对于机组容量的核电较为严格，仅有部分机组的部分容量可获得容量电价补偿，煤电企业的业绩增长可能将不及预期。。14请务必阅读正文之后的免责条款和声明。行业深度报告电力分析师介绍高兴华中科技大学工学学士，清华大学热能工程系硕士，三年电力设备行业工作经验，2017年开始从事卖方研究工作。2018年加入中信建投证券，2021年起担任公用环保首席分析师，带领团队获取2021-2022年新财富电力公用事业入围、2022年水晶球电力公用入围（第五名）等奖项。罗焱曦南京大学理学学士，南京大学环境学院硕士，2021年加入中信建投证券公用环保团队。行业深度报告电力评级说明投资评级标准评级说明报告中投资建议涉及的评级标准为报告发布日后6个月内的相对市场表现，也即报告发布日后的6个月内公司股价（或行业指数）相对同期相关证券市场代表性指数的涨跌幅作为基准。A股市场以沪深300指数作为基准；新三板市场以三板成指为基准；香港市场以恒生指数作为基准；美国市场以标普500指数为基准。股票评级买入相对涨幅15％以上增持相对涨幅5%—15％中性相对涨幅-5%—5％之间减持相对跌幅5%—15％卖出相对跌幅15％以上行业评级强于大市相对涨幅10%以上中性相对涨幅-10-10%之间弱于大市相对跌幅10%以上分析师声明本报告署名分析师在此声明：（i）以勤勉的职业态度、专业审慎的研究方法，使用合法合规的信息，独立、客观地出具本报告,结论不受任何第三方的授意或影响。（ii）本人不曾因，不因，也将不会因本报告中的具体推荐意见或观点而直接或间接收到任何形式的补偿。法律主体说明本报告由中信建投证券股份有限公司及/或其附属机构（以下合称“中信建投”）制作，由中信建投证券股份有限公司在中华人民共和国（仅为本报告目的，不包括香港、澳门、台湾）提供。中信建投证券股份有限公司具有中国证监会许可的投资咨询业务资格，本报告署名分析师所持中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格证书编号已披露在报告首页。在遵守适用的法律法规情况下，本报告亦可能由中信建投（国际）证券有限公司在香港提供。本报告作者所持香港证监会牌照的中央编号已披露在报告首页。一般性声明本报告由中信建投制作。发送本报告不构成任何合同或承诺的基础，不因接收者收到本报告而视其为中信建投客户。本报告的信息均来源于中信建投认为可靠的公开资料，但中信建投对这些信息的准确性及完整性不作任何保证。本报告所载观点、评估和预测仅反映本报告出具日该分析师的判断，该等观点、评估和预测可能在不发出通知的情况下有所变更，亦有可能因使用不同假设和标准或者采用不同分析方法而与中信建投其他部门、人员口头或书面表达的意见不同或相反。本报告所引证券或其他金融工具的过往业绩不代表其未来表现。报告中所含任何具有预测性质的内容皆基于相应的假设条件，而任何假设条件都可能随时发生变化并影响实际投资收益。中信建投不承诺、不保证本报告所含具有预测性质的内容必然得以实现。本报告内容的全部或部分均不构成投资建议。本报告所包含的观点、建议并未考虑报告接收人在财务状况、投资目的、风险偏好等方面的具体情况，报告接收者应当独立评估本报告所含信息，基于自身投资目标、需求、市场机会、风险及其他因素自主做出决策并自行承担投资风险。中信建投建议所有投资者应就任何潜在投资向其税务、会计或法律顾问咨询。不论报告接收者是否根据本报告做出投资决策，中信建投都不对该等投资决策提供任何形式的担保，亦不以任何形式分享投资收益或者分担投资损失。中信建投不对使用本报告所产生的任何直接或间接损失承担责任。在法律法规及监管规定允许的范围内，中信建投可能持有并交易本报告中所提公司的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