容量电价出台有望提升火电盈利稳定性

“双碳目标”提出以来，电力系统加速改革，国家积极推动新能源装机和发电量，这导致火电一方面电量上让位于新能源，装机还要满足尖峰负荷进一步增长，因此煤电机组产能利用率下降成为必然。在这一背景下容量电价的出台大势所趋，为稳定煤电盈利预期起到重要作用，有望助力煤电机组新建加速，提升煤电灵活性改造的意愿。推荐火电龙头华能国际（A/H）、华电国际（A/H）、国投电力、华润电力、浙能电力、建投能源、京能电力。

容量电价：高峰电力保供压力激增，亟须煤电投资加速“碳中和”背景下，可再生能源占比的提升带来了电力系统的不稳定性，对电力系统备用率提出了更高要求。根据我们的测算，要保证2030 备用率依然在10%以上，2023-30 需要新增4.5 亿千瓦火电；与此同时，煤电的发电量绝对值并不必然增加，产能利用率下降是必然趋势。容量电价应该保障机组的固定投资（包括本金偿还和利息支出）合理的回报率，从而帮助火电从发电向调峰转型。根据我们的测算，容量电价补偿需要325 元-382 元/千瓦，才能保障煤电的合理盈利（6%-7%）。

灵活性改造：期待更进一步电改政策

众多现有调节手段中，煤电灵活性改造capex 最低，负荷侧调节能力opex最低。然而当前现货市场有较大价差波动省份不多（需新能源参与现货），辅助服务市场激励性较弱，尚不足以支撑煤电灵活性改造意愿。经测算，在全国平均的调峰补贴下，300MW 和600MW 机组负荷率50%、40%、30%时静态投资回收期均大于报废年限（假设10 年），我国辅助服务市场规模相较发达国家也有较大差距。即使在辅助服务收益最高的东北，调峰调频带来的煤耗增加电量减少，恐怕也很难被辅助服务的收入所完全覆盖。

容量电价出台将加速可再生能源低价上网

随着煤电产能利用率逐渐走低，煤电在中长期电量交易（不包括现货）中的定价权会逐步减弱；同时，随着容量电价逐步覆盖固定投资成本，火电市场化电价会以边际成本（煤价）为主要考虑因素。中长期电力市场主要体现电量价值，火电已经获得容量电价补偿后会有更大降价动力，带动其他电源同步降价；现货市场中，风光因其时间曲线劣势可能会遭到进一步受损——新能源电价风险进一步加剧。

电力转型过程中，煤价不可能长期维持低位

作为边际定价者，煤电报价逐步降低会带动新能源降价。随着新能源参与市场化比例进一步增加，新能源新增装机和传统一次能源价格会相互影响。2023年初以来快速下行的组件价格带动我国光伏装机同比高速增长，势必会挤压煤电发电空间，最终导致动力煤需求下滑和煤价下行；但更进一步，煤价下行也会导致市场化电价降低，影响新能源新增装机积极性，所以一次能源和二次能源在转型过程中形成共振，同时，过低的煤价会带来转型的压力。

风险提示：煤价波动高于预期，政策出台不及预期。