公用环保行业电改观察专题：火电转型 需要容量电价为调节性电源定价

　　单一电量制模式下的电力市场不能为电源调节能力有效定价，现阶段推出容量电价具有必要性和紧迫性。从抽蓄及气电实际经验看，容量电价在平衡高燃料成本冲击、低利用小时冲击、提升投资意愿等有积极影响。随着风光新能源渗透率快速提升，煤电出力的稳定性及灵活性特征可以使其在电力系统中扮演压舱石并有效促进新能源消纳等作用，正从基荷电源向调节性电源过度，需要煤电容量电价制度配合其角色转变。推荐华能国际、国电电力、华电国际、浙能电力、长江电力、国投电力等，建议关注上海电气、龙源技术、青达环保等。
　　单一电量制存在弊端，以容量电价为调节性电源定价。发电侧提供产品而是电能量、电容量和辅助服务等多种产品的组合，需要分别定价。单一电量制操作简单，但对电力产品区分不够，存在容量及辅助服务价值被低估、扭曲发电企业竞争行为、不能有效引导投资等弊端。通过制定“容量电价+电量电价”的两部制电价机制，可以使发电侧的调节性电源项目具有合理的收益保障。
　　气电及抽蓄市场经验揭示容量电价效果显著。上海、浙江等省市气电目前执行两部制电价，从实际经营情况看，两部制电价下的气电抗上游燃料价格波动能力明显优于单一电量制下的煤电。两部制电价机制完善了抽水蓄能电站成本疏导模式，有效带动抽蓄投资积极性，在两部制电价刺激下，我们预计“十四五”与“十五五”期间我国新增抽水蓄能装机有望超过31.7/58.0GW。
　　角色正在转变，推出火电容量电价具有必要性及紧迫性。火电利用小时正趋势回落，在国内电力供给中作用正在从基荷电源向调节性电源过度，所扮演角色变化也意味着需要新的电价机制去匹配。从我们对模拟煤电项目测算结果看，估计全额回收煤电前期投资成本及经营期非燃料成本所需的容量电价约为322 元/千瓦.年。中电联统计的2022 年火电平均利用小时约4,300 小时，按照我们测算的容量电价以及此利用小时折算，对应火电度电容量电价约为0.07 元/千瓦时。
　　风险因素：电力市场改革推进低于预期；燃料成本大幅上涨；市场电价大幅下降；宏观需求低迷拖累用电量；能源清洁化转型进度缓慢等。
　　投资策略。我们认为未来容量电价的推出对于降低火电回报波动和提升火电中长期回报有积极作用，推荐华能国际（A&H）、国电电力、华电国际（A&H）、浙能电力等；为适应从基荷转变为灵活性电源的角色变化，火电灵活性改造正变得迫切，关注龙源技术、青达环保、西子节能等；灵活性价值在电源侧日益受到重视，水电清洁、灵活兼具的资源禀赋有望得到更大发挥，推荐长江电力、国投电力、川投能源、华能水电等；容量电价有助改善利用小时偏低的西南及西北地区火电建设投资意愿，关注上游设备端上海电气（A&H）、哈尔滨电气等。
【免责声明】本文仅代表第三方观点，不代表和讯网立场。投资者据此操作，风险请自担。

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