電力行業容量電價專題報告：“破壁”的開端一、容量電價落地，正是“系統的破壁”（一）容量電價落地，“系統的破壁”得到證實容量電價靴子落地、“系統的破壁”如期而至、火電價值重估在即。我們此前提出用一個剛性架構的模型來描述電力系統。即在過去上網電價和銷售電價都較為剛性的情況下，電力系統由于消納問題持續突出而變得愈發不穩定。在短期煤硅鋰價回落和長期綠電環境溢價的契機下，通過容量電價等方式，可以提升火電盈利穩定性、并且促進綠電消納且加速建設。2023年11月10日，全國范圍容量電價機制落地，“系統的破壁”得到證實，火電價值重估在即。容量電價政策出臺，穩定煤電企業盈利預期。11月10日，國家發改委、能源局聯合印發《關于建立煤電容量電價機制的通知》，自2024年1月1日起建立煤電容量電價機制，充分認可煤電的調節價值，穩定煤企的盈利預期。從覆蓋范圍來看，煤電容量電價機制適用于合規在運的公用煤電機組，煤電機組靈活性改造需達到國家要求，覆蓋面較廣；從機制來看，將煤電單一制電價調整為兩部制電價，體現煤電從發電主體到支撐電源的轉變；電價水平上，容量電價綁定煤電固定成本，煤電機組固定成本為全國統一的330元/千瓦·年，各省份回收固定成本的比例有所不同，2024～2025年多數地區為30%，煤電轉型較快的地區為50%；2026年起，將各地通過容量電價回收固定成本的比例提升至不低于50%；電費分攤上，容量電費屬于電網系統運行費用，每月由工商業用戶按用電比例分攤，且要求煤電機組保證設備可靠性，才可獲取容量費用；電費考核方面，煤電機組需執行電網調度指令，可按照申報最大出力執行，否則將扣除部分或全部容量電費，此舉將鼓勵火電進行靈活性改造。煤電轉型較快省份回收比例為50%，其余省份為30%，2026年以后仍有提升空間。本容量電價政策自2024年1月1日開始實施，現頒布的電價標準適用于2024-2025年，省級電網中河南、湖南、重慶、四川、青海、云南、廣西等七個省份煤電機組固定成本回收比例是50%，對應容量電價165元/千瓦·年；其余省份成本回收比例為30%，對應容量電價100元/千瓦·年。預計自2026年起，多數地區的成本回收比例將提至50%，對應容量電價165元/千瓦·年，四川、云南等領先省份將提升至70%以上，對應容量電價230元/千瓦·年，容量電價預期有提升空間。（二）2026年容量電價近2000億元市場空間，折火電度電超3分測算2026年容量電價的整體空間可達1905億元，對應火電度電收入增厚3.2分。根據中電聯披露數據，2022年末我國燃煤機組達1124GW，參考2022全年、2023年前三季度累計新增煤電分別為28.23、27.33GW，考慮火電盈利修復、近年火電核準加快，假設2023-2026年新增煤電機組分別為40、50、50、30GW，后續煤電裝機保持1300GW左右。假設燃煤自備電廠基本保持140GW規模不變，則公用煤電機組基本保持在1000~1200GW左右；根據政策指引，補償固定成本比例由2024~2025的30%逐步提升至2026年的不低于50%，則2024~2026年煤電容量補償空間分別達1064、1113、1905億元，折火電發電量度電增收分別為0.018、0.019、0.032元。云南、四川等清潔能源轉型較快的七省（區）容量電價補償力度大，整體來看容量補償占各地燃煤標桿電價5%~16%不等。根據國家發改委、國家能源局發布的《關于建立煤電容量電價機制的通知》，四川、云南、青海、湖南、河南、重慶、廣西七省（區）清潔能源裝機比例高，煤電轉型較快、機組利用小時數較低，按通過容量電價回收50%煤電固定比例確定容量電價，容量電價為165元/千瓦·年，其余地區容量電價為100元/千瓦·年。我們將2024~2025年容量補償按照各地區2022年火電利用小時數折算至度電來看，上述七?。▍^）在0.035~0.055元之間，其余省市區均在0.02~0.03元。從占各地燃煤標桿電價角度而言，上述七?。▍^）容量補償折度電后占標桿9%~16%不等，其余省市區為5%~8%。以2024~2025年容量補償標準計算，華能國際年容量補償達100億元。我們統計華能國、華電國際、國電電力、大唐發電、國投電力、華潤電力、中國電力共七家全國性火電公司燃煤機組分布（2022年末，統計覆蓋率基本在95%左右），按照《關于建立煤電容量電價機制的通知》中各省市區2024~2025年煤電容量補償計算，上述七家公司年煤電容量補償費用分別為99.78、49.69、69.75、44.70、13.47、50.75、12.32億元，顯著增厚煤電機組收益。二、容量電價落地后將重構電價結構（一）煤硅鋰價的回落為電量電價調整提供契機，終端電價短期穩定將電價構成拆分為發電成本、消納成本、輸配成本，可以較好理解容量電價對電價的重新結構效果。1.發電側電價分為上網電價和系統運行費用（含容量電價）：其中上網電價部分煤電存在上浮比例，水電電價獨立、僅少部分與煤電掛鉤（市場化較高的省份如云南四川，電價依據為水電本身的供需情況），核電市場化比例提升、且部分與煤電相關，但市場化交易部分存在超額利潤回收機制、整體變動范圍較低，綠電參與市場化交易的部分掛鉤燃煤基準價作一定比例的浮動。上述電源若參與現貨，則統一根據現貨價格結算（當前現貨推進速度慢，比例不足）。系統運行費主要反映調峰、調頻、備用等輔助服務動作，容量電價落地標志著系統運行費得到落實。2.電網側價格分為輸配電價和政府性基金：此前電力系統改革為“管住中間、放開兩邊”的模式，即輸配電價反映成本+合理收益，第三輪輸配電價改革后，抽水蓄能的容量電價也不由電網代收，電網逐步變成穩定的輸電主體。政府性基金預計仍將保持。3.用戶側即終端用戶電價：主要機制為通過工商業交叉補貼居民、通過工商業分時電價進一步反映終端用電成本（但如不結合現貨市場，無法傳導至發電側，分時電價預計未來有望傳導至居民側）、綠電環境溢價未來將進一步反映碳價值，或可通過綠證交易由終端電價直接傳導至發電側。在《電改系列之框架篇-系統的“破壁”》中，我們設計了電力大模型：終端電價=∑各電源發電成本*發電量占比+發電企業合理利潤+電網輸配成本及合理利潤+調峰等綜合輔助服務成本及合理利潤。結果顯示，若基于煤價保持當前價格穩定的假設下，考慮綜合輔助服務后2030年用電成本僅為0.655元/度，較2023年提升6.4%，即在考慮消納成本、綠電環境溢價、碳排放后，終端電價仍能保持相對穩定。煤硅價格回落降低發電成本，為容量電價的出臺提供空間。經歷近兩三年的調控及市場機制，煤、硅價格均已出現大幅回落，2023年初至今秦皇島5500大卡動力煤市場價大幅回落30%左右（百川盈孚數據），硅料價格已降至2020年水平、組件價格已降至1元/瓦附近（PVinfolink數據）。我們認為上述價格分別代表火電發電、綠電建設的成本。上述體系的持續降本，在不考慮大幅提高銷售電價的情形下、為電力體制改革提供契機與空間，煤電容量電價機制應聲落地。（二）兩部制的電價下，火電盈利將進一步穩定，水電核電影響不大我們整體預計標桿電價短期將較難形成調整，則大方向來看，容量電價提升，電量電價的上浮比例預計將形成調整。因此對于火電而言，整體的度電收入應當穩中有升，其中電量電價反映用煤成本、容量電價反映消納價值。對于水電核電而言，各自市場化交易的比例較低，預計對盈利的影響可弱化。對于綠電而言，短期來看組件價格回落保障了盈利模型的穩定，容量電價落地后對配儲比例的要求也或將下降，遠期亦可展望環境溢價帶來的盈利修復。我們認為容量電價的出臺對于各類電源主體而言，都明確了其電源價值和消納屬性?；痣姡弘娏侩妰r將反映用煤成本，煤電聯動將得到體現。2004年我國首次公布各地燃煤標桿上網電價，而后燃煤標桿上網電價共經歷了12次調整，參考歷次電價調整說明及動力煤漲跌情況，多于煤電聯動機制有關。2020年起，燃煤電價撤標桿、斷聯動，改為“基準價+上下浮動”；規定基準價按當地現行燃煤發電標桿上網電價確定，浮動幅度范圍為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%；2021年10月，燃煤電價浮動區間擴大至上下20%，給予更大浮動空間。2022年2月，發改委規定秦皇島港下水煤（5500千卡）中長期交易價格合理區間為570～770元/噸（含稅），該區間的確定兼顧煤、電上下游利益，并與煤電市場化電價機進行妥善銜接。水電、核電與火電掛鉤程度低，電價沒有完全市場化上浮，受容量電價機制的影響不大。對于水電來說，一方面水電市場化比例較低，市場化電價主要存在于四川、云南等水電大省，通過水電之間相互競價形成的市場化電價與火電無關，如華能水電、川投能源市場化比例高，但是由水電內部競價形成電價；另一方面電價機制相對獨立，成本加成法、標桿電價均與火電無關；僅有少數西電東送電站在售電端參考當地煤電市場化電價，如白鶴灘、錦官送江蘇電價、瀾上等送廣東市場化交易部分，占比較小，對水電整體影響不大。水電：落地電價倒推機制中，江蘇省給予跨省水電落地電價參考市場化電價浮動。江蘇發改委對雅礱江錦官電源組和白鶴灘送蘇落地電價按照“基準落地電價+浮動電價”確定，浮動電價參考江蘇省年度交易成交均價，但本著“收益共享、風險共擔”的原則，浮動電價部分由政府和公司各承擔一半，因此電價下降部分也僅為一半。水電：廣東省對外送電量給予三種定價方式，長江電力溪洛渡右岸機組和華能水電瀾上電站送廣東電量均據此定價，分別是保量保價、保量競價、市場化交易。在保量保價之外，保量競價和市場化交易均參考廣東各月月度市場化交易結果確定，保量競價部分僅在電價較基準價有折價時扣減，當前火電市場化電價上浮比例較高，對水電保量競價部分無影響，市場化交易部分占比較少，如華能水電瀾上電站2022年送廣東市場化交易部分占比僅6.6%，且其市場化程度并不如火電，火電電價變動時影響也不大。核電：過去核電計劃電價定價方式包括一廠一價及核電標桿電價，與燃煤基準價大致持平。2013年以前核電采用一廠一價，根據成本和合理確定收益及稅收等核算核電機組上網電價。2013年國家發改委發布《關于完善核電上網電價機制有關問題的通知》，核定全國核電標桿上網電價為0.43元/千瓦時，采用當地核電標桿電價和燃煤標桿電價中的較低值為核電機組上網電價。對于海外引進三代機組臺山、三門、海陽核電站，國家發改委發布《關于三代核電首批項目試行上網電價的通知》，核定其試行價格為0.41-0.45元/千瓦時左右，處我國核電機組中較高水平?？傮w來看，核電機組計劃上網電價在0.37-0.45元/千瓦時左右，與燃煤基準價大致持平。核電：市場化交易比例逐漸提高，電價穩定上行。以中國廣核為例，2023年廣東嶺澳、嶺東和陽江共10臺機組共安排市場化電量約195億千瓦時，福建寧德1-4號機組、廣西防城港1-3號機組、遼寧紅沿河1-4號機組全部上網電量參與電力市場交易，2023H1公司市場化交易電量占總上網電量約55.5%，同比增長0.5pct。但由于核電分成機制的存在，實際核電市場化電價提升幅度遠小于火電，當前核電市場化電價僅略高于燃煤基準價，仍然遠低于煤電可上浮20%的情況，所以即使煤電電價下降，對核電電價影響也不大。綠電：從補貼電價到綠電交易，中長期綠電溢價保障新能源項目穩定收益。2021年9月7日我國綠電交易試點正式啟動，首批綠電交易共計17個省份259家市場主體參與，成交電量79.35億千瓦時，2022年3月起綠電月度交易規模擴大，2022全年完成綠電交易227.8億千瓦時，2023年1-9月完成綠電交易電量292.6億千瓦時（同比+137.5%）。綠電交易作為電力中長期市場下的交易品種，能夠全面反應綠電的電能價值和環境價值，試點以來持續較當地燃煤基準價溢價交易，其中江蘇省22、23年度綠電成交價格分別較燃煤基準價上浮18.4%、19.8%；廣東省分別上浮11.0%、14.5%，若23年考慮環境溢價的部分，則較燃煤基準價格上浮19.0%。由此，作為中長期交易的方式，相對于現貨交易市場電價的波動而言，綠電交易更能保障新能源參與市場的長期穩定收益，能有效銜接21年以來補貼電價退坡，作為反應新能源綜合價值的有利支撐。綠電：歐洲持續出臺碳關稅政策，綠電環境價值有望持續增強。歐洲加強對進口產品碳排放要求，2021年7月歐盟委員會提交碳邊界調整機制（CBAM）立法草案，后經歷多次討論、修訂、投票，2022年6月22日歐洲議會通過CBAM草案修正案。相較于歐委會方案，本次法案范圍擴大：新增納入塑料、有機化學品、氫和氨行業；且新增納入間接排放考核，即制造商使用的外購電力亦要考慮在排放成本中，在此情況下，綠電的環境價值持續增強。對于綠電而言，短期來看組件價格回落保障了盈利模型的穩定，容量電價落地后對配儲比例的要求也或將下降，遠期亦可展望環境溢價帶來的盈利修復。（三）電改金字塔：更遠期的電能量市場和輔助服務市場的建設將加速期待消納價值能夠得到度量，現貨、輔助服務等市場建設進一步加速。我們認為電改是個金字塔結構，因為電價要素是交易的基礎，電力成本的統一是交易的目標。（1）從電價的要素來看，近年來國家持續落地的是峰谷價差的政策，煤電聯動也是推進的方向（尤其是若明年浮動比例上下限不重新調整，市場化交易出的煤價上浮比例就將反映煤電聯動的事實），容量電價落地后，輔助服務將得到度量，金字塔底座已經穩固；（2）從市場的要素來看，中長期市場目前覆蓋范圍較廣，現貨市場交易規則已經出臺、其交易試點也將推廣，重點是輔助服務市場的建設速度慢，待容量電價推行久期拉長后，預計相關市場化建設速度也將加快；（3）從金字塔的頂端，我們認為伴隨綠電環境溢價的出臺和輔助服務市場的落地推廣，最終將形成電力的統一價格形態。未來容量和電量兩個市場都將加速，但是我們認為要先摸索清楚容量的價值（即政策先決定價格），才能逐步推進市場化。我國電力交易市場可分為中長期交易市場、現貨市場、輔助服務市場三大類。當前中長期市場是各省的主要電力交易市場，現貨市場交易規則已落地（2023年9月，國家能源局，《電力現貨市場基本規則（試行）》），我們認為各省的現貨市場建設均將提速，但是現貨交易的比例及其中綠電的比例我們認為應當是緩慢提升，若推進力度過大則對電力系統的供需平衡影響顯著。我們認為輔助服務市場意義重大，本次落地的煤電容量電價即為體現：相比于現貨市場直接決定現貨交易比例和綠電納入比例而言，我們認為輔助服務市場通過賦予價格的形式是更加溫和的手段?，F貨市場的交易機制是通過電源側和用電側的直接簽約確定價格，但其中綠電的占比若較高則會導致負電價等現象、若較低又無法反映現貨價值。輔助服務市場是電源側的供需交易，主要交易的是消納需求；本次落地的容量補償為輔助服務方式之一。我們看好各省市區煤電容量電價落地后，火電穩定調峰、備用等價值的凸顯，期待后續通過市場化的方式進行定價。參考歐盟的輔助服務經歷從“固定補償”向“市場化交易”演繹的過程，預計我國未來亦有望向市場化交易形態過度。從歐盟的容量機制發展的趨勢及特點來看，價格市場化有助于發現輔助服務的合理定價；容量使用提高能源使用效率；容量市場持續擴大，火電貢獻主要增量。該機制從“基于價格”轉向“基于數量”。在基于價格的機制中，決策者設定價格，然后讓投資者決定在給定價格下愿意投資多少；在基于數量的機制中，決策者確定所需的容量數量，然后讓市場來決定價格（拍賣）。但由于歐盟認為容量機制不應扭曲電力市場的價格，而是由市場對其進行合理定價，因此歐盟通過法律2019/943，規定容量市場“酬金是通過競爭性程序確定的”，確定了歐盟全域容量機制轉向基于數量機制。梳理來看，補貼機制更適用于早期無法形成有效價格的階段，如我國當前落地的固定形式的容量補償。三、容量電價落地后，火電價值重塑在即（一）火電的價值模型重塑，電量電價煤電聯動、容量電價反映消納容量電價落地，打響火電季度業績年化能力提升的第一槍，公用事業屬性持續增強。過去市場對火電股作為周期股的判斷深入人心，重心在于判斷煤價和電價對盈利的波動。但是立足容量電價落地的時點，未來火電公司的盈利將拆分為電量利潤（煤電聯動下逐步穩定）、容量利潤、綠電利潤，后兩者本質上都掛鉤我國綠電化進程。我們認為容量電價的落地將夯實火電的盈利穩定性，今年二三季度高業績的年化能力正持續得到確認，火電的公用事業的屬性將在未來得到持續增強，未來又可進一步形成分紅的預期，相較于當前龍頭公司僅8倍左右的PE估值，我們認為火電公司價值重估的節點已經來臨。在電量部分基本盈虧平衡下，當前容量補償有望保障煤電機組7%ROE水平。按照機組固定費用3300元/千瓦·年、補償比例30%、機組建設成本3500元/千瓦計算，當發電部分基本盈虧平衡時（對應上網電價0.42元/千瓦時，標煤采購單價955元/噸），對于一個100GW煤電機組的公司來說，容量補償有望帶來每年99億元的容量收入增量，對應稅后利潤約74億元，ROE保持在7%左右的水平。該部分收入掛鉤我國綠電成長，容量電價的落地大大增強火電盈利的穩定性。容量電價落地后，火電的季度業績的年化能力持續提升。我們此前提出，立足當前，電價、煤價、電改是三個衡量火電季度業績年化能力的要素。容量電價落地夯實火電的盈利穩定性，該部分利潤不掛鉤煤價、掛鉤我國綠電增長，可帶動火電從煤價周期股走向綠電及儲能成長股。從電價方面，當前現貨煤價并不支撐中長期電價大幅調整，且在經濟持續恢復的過程中電力仍是相對緊缺，市場的過度反應階段逐步接近尾聲，11月中下旬的長協電價簽訂結果也將落地。煤價方面，三季度在來水改善的情況下，煤價并未出現大幅調整，我們預計與二產高用電行業的恢復有關，著重強調十月、十一月二產用電量數據對煤價的驗證及判斷，煤價波動幅度或有限。從本質上看，若季度業績能夠年化，火電將回歸公用事業價值。（二）綠電的建設速度有望提升，盈利模型將得到夯實年內集中式電站建設低預期，消納問題解決后建設有望加速。10月30日，國家能源局三季度例行新聞發布會上介紹，2023年前三季度，全國光伏新增裝機128.94GW，同比增長145%，其中集中式光伏61.80GW，分布