公用事业行业火电容量电价专题四：容量电价政策落地，火电迎接价值重估

事件：11月10日，国家发展改革委及国家能源局发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》。 总体思路：1）电量电价通过市场化方式形成，灵敏反映电力市场供需、燃料成本变化等情况；2）容量电价水平根据转型进度等实际情况合理确定并逐步调整，充分体现煤电对电力系统的支撑调节价值，确保煤电行业持续健康运行。 范围：合规投运的统调机组，自备电厂、不符合规划的机组，不满足能耗、环保和灵活调节能力的机组不执行。 定价：煤电机组每年经营期内固定成本实行全国统一标准为330元/kW，通过容量电价回收的固定成本比例，2024～2025年多数地方为30%左右，部分煤电功能转型较快的地方适当高一些，为50%左右（云南、四川、重庆等地）。2026年起，将各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%。 容量电费分摊：各地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，由电网企业按月发布、滚动清算。 考核机制：煤电机组无法按照调度指令（跨省跨区送电按合同约定）提供申报最大出力的，月内发生两次扣减当月容量电费的10%，发生三次扣减50%，发生四次及以上扣减100%。煤电机组最大出力申报、认定及考核等规则，由国家能源局结合电力并网运行管理细则等规定明确。对自然年内月容量电费全部扣减累计发生三次的煤电机组，取消其获取容量电费的资格。 短期终端电价影响有限，长期助推电力市场化进程。短期看，建立煤电容量电价机制对当下电价结构进行了调整，由于市场化电量电价预期小幅下降，煤电总体价格水平基本稳定。电量电价下降将带动水电、核电、新能源等其他电源参与市场交易部分电量电价随之下行，工商业用户终端用电成本总体有望稳中略降。长期看，建立煤电容量电价机制，首次实现对煤电这一主力电源品种电能量价值和容量价值的区分，可有力推动构建多层次电力市场体系，引导煤电、新能源等市场参与者充分竞争，全面优化电力资源配置，提升整个电力系统的经济性，进而降低终端用户的用电成本。 通过我们的测算，在：1）煤电机组每年经营期内固定成本实行全国统一标准为330元/kW；2）2024年煤电机组12亿千瓦，3）2024年进入市场化交易煤电长协交易电量49615亿千瓦时背景下：1）30%（对应99元/kW补贴）比例补贴，容量补贴总量为1188亿，对应容量电费0.024元/千瓦时；2）50%（对应165元/kW补贴）比例补贴，容量补贴总量为1980亿，对应容量电费0.040元/千瓦时。 投资建议：1）建议关注困境反转的火电运营商：晋控电力，豫能控股，建投能源；2）火电盈利边际趋稳的背景下，建议关注火电估值从周期属性向公用事业属性过渡的火电头部运营商：华电国际，国电电力，华能国际，皖能电力；（3）建议关注火电灵活性改造受益标的：青达环保，龙源技术，华光环能。 风险提示：电改政策力度低于预期，动力煤价格大幅度上升。