行业近况

11 月10 日，国家发改委、国家能源局印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》1，针对合规在运公用煤电机组，按照回收煤电机组一定比例固定成本方式确定容量电价，并要求2026 年各地方回收比例不低于50%。

评论

容量电价出台意义深远，助力火电在角色转变中获得稳定回报预期。文件指出煤电机组固定成本全国统一为每千瓦330 元/年。2024-25 年多数省份回收比例约30%，每千瓦100 元/年，而煤电转型较快的河南、湖南、重庆、四川、青海、云南、广西等回收比例约为50%，每千瓦165 元/年。

对比此前市场预期，新增北京地区单列、同时云南和四川回收比例略有下调。此后，煤电容量电费纳入系统运行费用，每月由工商业分摊。

短期仍须关注电量电价表现，火电承压省份获益更多：基于各省2022年火电利用小时、市场电20%溢价以及容量电价水平，我们测算高电价地区容量电价可提前锁定电费收入的5%（中东部），但低电价或利用小时数区域该占比超过10%（云南、青海、河南占比分别为13.6%、10.4%、10.0%）。当前容量电价仍处于初级阶段，发达省份区域电力偏紧，煤电承担主力能源角色，利用小时数高，在电量电价中有较好收益。

长期容量电价占比向上，对机组健康运行提出高要求：趋势上，2026年起各地容量电价回收比例提升至不低于50%。未来随着新型电力系统向新能源过渡，煤电机组利用小时趋势下行，补偿力度逐步加大。

此外，我们注意到文件中提出了容量电费考核，若机组无法按照调度指令，将相应扣减容量电费、甚至取消其获取容量电费的资格。

看好2024 年综合电价水平保持稳健，提振火电业绩、估值表现。随着容量电价方案最终确定，为未来2-3 个月开展的2024 年年度长协电价的市场交易提供了良好条件。我们认为明年电力供需环境均衡中局部紧张，发电侧仍有意愿维持电量电价+容量电价的稳定性，省份间或分化但整体让利空间有限。我们期待火电在业绩确定性增强、现金流回暖，提升分红可预期性。

估值与建议

维持盈利预测与估值评级不变。我们重点推荐行业龙头且积极转型的华能国际、国电电力、中国电力。

风险

电价超预期下行；煤价上行波动。