容量电价该如何推行？

本周专题： 近年来伴随新能源装机规模的持续提升和电力系统改革的不断推进，火电角色也将逐渐从发电电源过渡到调节电源，因此亟需建立合理的容量补偿机制，以保障火电机组收益，提供有效的发电投资信号。本周，我们将对市场所关心的容量电价相关问题进行深入分析与探讨。 核心观点 为何需要容量电价——保证电力系统充裕性的必要工具 国内新能源装机规模不断提高，占比持续提升，但风光发电受地域环境等影响存在较强的不稳定性，而火电机组的机电特性可为电力系统稳定和平衡贡献重要支撑，因此，保持合理容量的火电机组对保障供电可靠性具有重要意义。而伴随新能源装机的持续扩张，火电机组容量利用率或将不断下降，从而导致收益率下滑，如不妥善解决企业资本成本的回收问题，必然妨碍企业投资信心，导致长期发电投资不足，从而导致火电机组容量不足，影响电力系统的供电可靠性，因此需要构建适合中国电力市场的容量机制。 容量电价依何而定——以单位容量固定成本为依据进行核算 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，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。以山东为例，其在2020年4月率先提出对参与电力现货市场的燃煤发电机组进行容量补偿，其补偿价格依据发电机组固定成本核算，主要包括机组固定资产折旧及财务费用，补偿容量综合考虑投产年限及机组可用状态，按装机容量折算得到。 何种类型机组可以获得容量电价——电力系统中的“容量提供者” 容量机制是以确保未来电力供应安全，即保障电力系统在面对高峰负荷时发电容量充裕为目标，以提供除电能量市场与辅助服务市场以外有保证的容量付费为手段，而建立的一种经济激励方式。全市场的容量费用补偿根据对未来所需容量的费用估计，向市场中所有符合条件的容量提供者按预先设定的补偿价格基于装机容量或参与市场电量支付容量费用，与机组类型和调峰能力无直接关联。 容量电价成本由谁承担——或以工商业用户为主 山东在2020及2022年两版容量补偿电价相关政策中均明确表明，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，其中包含全网所有市场化用户用电量。而根据《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，等文件精神，自2021年10月15日起，除了居民和农业用电继续执行政府定价外，工商业电力用户要全部进入电力市场，按市场价格购电。 投资建议： 随着火电角色的转变，单一电量市场仅能保障火电机组边际运行成本的回收，不能体现火电机组作为调节性电源的容量价值。为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，采用合理的容量补偿机制将是未来的发展方向。具体标的方面，建议关注【华能国际】【皖能电力】【建投能源】【京能电力】【华电国际】【大唐发电】等。 风险提示：宏观经济下行、用电需求不及预期、装机增长不及预期、电价下调、以及产业政策调整等风险 1.天风公用问答系列：容量电价该如何推行？ 近年来伴随新能源装机规模的持续提升和电力系统改革的不断推进，火电角色也将逐渐从发电电源过渡到调节电源，因此亟需建立合理的容量补偿机制，以保障火电机组收益，提供有效的发电投资信号。本周，我们将对市场所关心的容量电价相关问题进行深入分析与探讨： （1）为何需要容量电价？ （2）容量电价依何而定？ （3）何种类型机组可以获得容量电价？ （4）容量电价成本由谁承担？ 1.1.为何需要容量电价——保证电力系统充裕性的必要工具 新能源装机规模不断提高，占比持续提升。2023年4月12日，国家能源局发布关于《2023年能源工作指导意见》的通知，提出大力发展风电太阳能发电，全年风电、光伏装机增加1.6亿千瓦左右。根据国家能源局数据，截止2023年7月，国内风电装机约3.9亿千瓦，相比于22年底增加约0.3亿千瓦，同比增长14.3%，光伏发电装机约4.9亿千瓦，相比于22年底增加约1.0亿千瓦，同比增长42.9%，风光合计装机占比达到32.3%，23H1风光发电量占比达到12.8%。 图1：各电源类型装机占比（截至2023年7月） 图2：2023年1-7月各类型电源发电量占比 火电机组的机电特性可为电力系统稳定和平衡贡献重要支撑，对保障供电可靠性具有重要意义。供电可靠性包括短期可靠性和容量充裕性：短期可靠性是指电力系统防御突发干扰的能力，为防止电力系统崩溃，尤其保障高峰时段的供电可靠性，主要依靠的手段有调度机构日内甚至实时的决策，过去投资的发电机组提供运行备用服务，以及调度机构切负荷、调入电力等。容量充裕性是指电力系统在未来任何时候都能满足电力电量需求的能力，主要是依靠提前2年及以上的投资决策，通过新建尖峰电厂和基荷电厂，从而满足电力需求的增长，并提供足够的备用容量以应对极端情况。 长周期运行可靠性挑战下，电力系统需要稳定输出的基荷电。风光发电受地域环境限制较大。风电日波动最大幅度可达装机容量的80%，且呈现一定的反调峰特性；光伏发电受昼夜、天气、移动云层变化的影响，同样存在间歇性和波动性。而火电采用同步发电机技术，可以根据电网的频率、电压情况瞬时调整其有功和无功功率输出，在维持电力系统稳定性以及故障穿越能力方面，较风电和光伏具有显著的优势。因此，保持合理容量的火电机组对保障供电可靠性具有重要意义。 图3：典型日风电出力曲线 图4：典型日光伏出力曲线 伴随新能源装机的持续扩张，火电机组容量利用率或将不断下降，从而导致收益率下滑，影响企业投资信心，因此需要构建适合中国电力市场的容量机制。根据中国电力企业管理，当前燃煤发电机组仍是我国电力系统中的主体，且有大量机组尚处于资本成本回收的早期阶段，但在市场化后，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，参与电力交易机组的资本成本无法收回或将成为恶性循环，煤电企业可能面临亏损甚至破产。而未来新的电力设施建设由统一集中决策（发改委核准）转变为分散决策（发电企业自主决定），如不妥善解决企业资本成本的回收问题，必然妨碍企业投资信心，导致长期发电投资不足，从而导致火电机组容量不足，影响电力系统的供电可靠性。 图5：我国每年火电新增装机容量（万千瓦） 1.2.容量电价依何而定——以单位容量固定成本为依据进行核算 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。 图6：两部制形式下的上网电价结构 以山东为例，山东作为清洁能源消纳大省，随着火电角色的转变，单一电量市场仅能保障火电机组边际运行成本的回收，不能体现火电机组作为调节性电源的容量价值，为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，其在2020年4月便发布《关于电力现货市场燃煤机组试行容量补偿电价有关事项的通知》，率先提出对参与电力现货市场的燃煤发电机组进行容量补偿，其补偿价格依据发电机组固定成本核算，主要包括机组固定资产折旧及财务费用，补偿容量综合考虑投产年限及机组可用状态，按装机容量折算得到。 图7：火电机组容量补偿机制 1.3.何种类型机组可以获得容量电价——电力系统中的“容量提供者” 容量市场独立于能量市场和辅助服务市场，与机组类型和调峰能力无直接关联。根据中国电力企业管理，容量机制是以确保未来电力供应安全，即保障电力系统在面对高峰负荷时发电容量充裕为目标，以提供除电能量市场与辅助服务市场以外有保证的容量付费为手段，而建立的一种经济激励方式。具体来看，容量补偿机制可分为新建机组的招投标制度、战略性备用容量、定向容量费用补偿、集中式的容量市场、分散式的容量义务、全市场的容量费用补偿等六类。其中，全市场的容量费用补偿根据对未来所需容量的费用估计，向市场中所有符合条件的容量提供者按预先设定的补偿价格基于装机容量或参与市场电量支付容量费用，实施难度较易。 表1：容量补偿机制分类及特点 以山东为例，其在2020年4月发布的《关于电力现货市场燃煤机组试行容量补偿电价有关事项的通知》中提出，对参与电力现货市场的燃煤发电机组试行容量补偿电价，而在2022年3月发布的《关于电力现货市场容量补偿电价有关事项的通知》中，便对该表述进行了调整，表示对参与电力现货市场的发电机组进行容量补偿，同时在《山东省电力现货市场交易规则（试行）》文件中明确规定了各类型机组的补偿规则。 表2：山东两版容量电价相关文件表述对比 1.4.容量电价成本由谁承担——或以工商业用户为主 根据前文分析，理论上火电、水电、风电、光伏发电等能够正常发电的机组均可以获得一定的容量电价，因此容量电费成本或应向下游用户进行传导。以山东为例，在2020及2022年两版容量补偿电价相关政策中均明确表明，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，包含全网所有市场化用户用电量，电价标准暂定为每千瓦时0.0991元。 图8：《山东省电力现货市场交易规则(试行)（2022年试行版V1.0）》容量补偿重点内容 具体而言，其承担主体或以工商业用户为主。根据《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》等文件精神，自2021年10月15日起，除了居民和农业用电继续执行政府定价外，工商业电力用户要全部进入电力市场，按市场价格购电。根据规定，10千伏以上的工商业用户原则上要全部进入市场参与交易，从市场购电；其他工商业用户也要尽快进入市场参与交易，从市场购电。对于暂未从市场购电的用户，暂由电网企业代理购电，代理购电价格根据电网企业参与市场交易的购电价格确定。 图9：产业划分及2022年用电量情况（亿千瓦时） 图10：电价各环节构成 1.5.投资建议 随着火电角色的转变，单一电量市场仅能保障火电机组边际运行成本的回收，不能体现火电机组作为调节性电源的容量价值。为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，采用合理的容量补偿机制将是未来的发展方向。具体标的方面，建议关注【华能国际】【皖能电力】【建投能源】【京能电力】【华电国际】【大唐发电】等。 2.环保公用投资组合 表3：环保公用投资组合（截至9月11日收盘） 3.重点公司外资持股变化 截至2023年9月8日，剔除限售股解禁影响后，长江电力、华能水电、国投电力、川投能源和华测检测外资持股比例分别为7.60%、0.59%、1.48%、3.00%和10.82%，较年初（1月3日）分别变化+0.41、-0.18、+1.03、+0.29和-3.71个百分点，较上周分别变化-0.06、+0.02、+0.01、-0.03和0.00个百分点。 图11：长江电力外资持股情况 图12：华能水电外资持股情况 图13：国投电力外资持股情况 图14：川投能源外资持股情况 图15：华测检测外资持股情况 4.行业重点数据跟踪 煤价方面，截至2023年9月8日，秦皇岛港动力末煤（5500K）平仓价为870元/吨，较去年同期降低465元/吨，同比变化-34.8%，较2023年1月3日1175元/吨环比变化-26.0%。 库存方面，截至2023年9月8日，秦皇岛港煤炭库存总量为482万吨，较去年同期上涨29万吨，同比变化+6.4%，较2023年1月1日572万吨环比变化-15.7%。 图16：秦皇岛Q5500动力煤价格（元/吨） 图17：秦皇岛港煤炭库存（单位：万吨） 5.行业历史估值