穩定基荷電源，打開轉型和增長空間

2023年11月13日 pm5:42 • 财经与经济

11月10日，國家發改委、國家能源局對外公佈《關於建立煤電容量電價機制的通知》（下稱“《通知》”），明確於2024年1月1日起建立煤電容量電價機制，對煤電實行兩部制電價。《通知》立足中長期煤電功能轉型，從價格機制入手解决盈利問題這一煤電企業最大痛點。同時，我們認為本輪《通知》從煤電起步，有望成為未來其他電源及新型儲能容量電價政策的指引。我們認為火電容量電價政策的推出將有效緩解火電企業的盈利壓力，或成為部分火電企業困境反轉的抓手，經濟效益的提高將刺激火電靈活性改造以及新增裝機的進一步釋放，相關產業鏈標的將受益。

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政策：
以330元/KW固定成本為補償基準，各省因地制宜設30-50%回收比例。

《通知》從政策實施範圍、容量電價水准、電費分攤機制、及電費考核機制四方面入手闡釋容量電價實施方案，政策實施範圍：
明確將自備電廠、不符合規劃及能耗的機組排除在補貼外；
容量電價水准：
規定煤電容量電價標準全國統一確定為每年330元/KW，並根據各地電力系統需要、煤電機組功能轉型速度不同，設定不同比例容量電價：
將青海、雲南、四川等7個轉型較快地區設為50%，將其他地區設為30%，且規定2026年起將各地回收比例統一提升至50%以上；
電費分攤機制：
將煤電容量電價納入系統運行費用，每月由工商業用戶分攤；
電費考核機制：
規定對無法調度及出力未達標的機組的懲罰措施。
我們認為，隨著各地新能源裝機比例逐步提高，中長期看回收比例勢必進一步提升。

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從價格機制入手解决關鍵問題，刺激靈活性改造及煤電新增裝機加速釋放。

新能源發電無法消除的間歇性和波動性特點客觀上决定了電力系統對更多調節性資源的需要。根據國家能源局數據，截至2023年9月，我國煤電裝機為11.5億千瓦，占全國發電裝機占比49.1%，是我國最重要、成本較低的支撐調節電源。但傳統單軌電量電價機制在發電小時數降低的背景下無法支撐火電企業運營，更無法體現煤電的支撐調節價值。《通知》立足於中長期煤電功能轉型，著手解决盈利問題這一煤電企業最大痛點，通過容量電價提升行業對機組固定成本的回收能力。我們認為，引入容量電價將有助於確保煤電行業持續健康運行，緩解煤電運營行業當下盈利困境，刺激靈活性改造及煤電新增裝機加速釋放。

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明確用戶為承擔主體，對後續打開輔助服務、需求側響應市場的經濟性視窗具備積極意義。

《通知》明確各地煤電容量電費納入系統運行費用，每月由工商業用戶按當月用電量比例分攤，履行“誰受益，誰承擔”原則，要求容量電費由全體工商業用戶承擔。我們認為，基於新型電力系統建設的本輪電改的關鍵在於如何進一步推行電價市場化、將電力系統調節成本合理向用戶側傳導。本輪容量電價政策對於用戶側成本承擔的明確定義，為將來合理疏導各類型電源以及新型儲能的容量電價奠定了良好的基礎，同時，亦對後續打開其他調節市場如輔助服務、需求側響應市場經濟性視窗具備積極意義。

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有望從煤電起步向其他電源輻射，打開新能源中長期裝機的廣闊空間。

《通知》強調，在電力現貨市場連續運行地區，可研究建立發電側容量電價機制，意將本輪實行的煤電容量電價向整個發電側推行。容量電價的推行需要對應電源電價完全由市場化形成，我們認為，隨著電力市場化改革持續推進，届時水電、核電以及新型儲能容量電價政策指日可待。根據中電聯數據，2023H1國內新增7.41GW/14.71GWh儲能電站，超過此前歷年累計裝機規模總和，但在裝機高景氣的背景下行業普遍存在商業模式不明朗，盈利途徑定性非定量等痛點。我們認為，《通知》以火電為起點，有望加速容量電價在其他電源及新型儲能領域的落實，進而減緩消納壓力，在中長期維度上打開新能源裝機的廣闊空間。

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風險因素：

新型電力系統建設推進不及預期；電力市場改革不及預期；地方政策執行不及預期；相關行業補貼提前退出。

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投資策略：

我們認為火電容量電價政策的推出將有效緩解火電企業的盈利壓力，或成為部分火電企業困境反轉的抓手，經濟效益的提高將刺激火電靈活性改造以及新增裝機的進一步釋放。在此基礎上，我們建議重點關注火電上游設備企業；建議關注盈利邊際修復的火電頭部運營商；建議關注新型電力系統建設背景下火電靈活性改造受益標的。

注：本文來自中信證券於2023年11月13日發佈的《
新型電力系統｜穩定基荷電源，打開轉型和增長空間
》，證券分析師：
華鵬偉&nbsp；華夏&nbsp；

文章來源：格隆匯

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