1、广发）一、容量电价落地，正是“系统的破（一）容量电价落地，“系统的破壁”得到证实容量电价靴子落地、”系统的破壁”如期而至、火电价值重估在即。我们此前 提出用一个刚性架构的模型来描述电力系统。即在过去上网电价和销售电价都 较为刚性的情况下，电力系统由于消纳问题持续突出而变得愈发不稳定。在短 期煤硅锂价回落和长期绿电环境溢价的契机下，通过容量电价等方式，可以提 升火电盈利稳定性、并且促进绿电消纳且加速建设。2023年月10日，全 国范围容量电价机制落地，”系 统的破壁”得到证实，火电价值重估在即。容量电价政策出台，稳定煤电企业盈利预期。月10日，国家发改委、能源 局联合 印发关于建立煤电容量电价
2、机制的通知，自2024年1月1日起建 立煤电容量电价 机制，充分认可煤电的调节价值，稳定煤企的盈利预期。从 覆盖范围来看，煤电容量电价机制适用于合规在运的公用煤电机组，煤电机组 灵活性改造需达到国家要求，覆盖面较广；从机制来看，将煤电单一制电价调 整为两 部制电价，体现煤电从发电主体到支撑电源的转变；电价水平上，容量 电价绑定煤 电固定成本，煤电机组固定成本为全国统一的330元/千瓦年， 各省份回收固定成本 的比例有所不同，20242025年多数地区为30%,煤电转 型较快的地区为50%； 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%；电费分摊上，容量电费属于电网系统
3、运行费用，每月由工商 业用户按用电比例分摊，且要求 煤电机组保证设备可靠性，才可获取容量费 用；电费考核方面，煤电机组需执行电网调度指令，可按照巾报最大出力执 行，否则将扣除部分或全部容量电费，此举将 鼓励火电进行灵活性改造。煤电转型较快省份回收比例为50%,其余省份为30%, 2026年以后仍有提升空 间。本容量电价政策自2024年1月1日开始实施，现颁布的电价标准适用于 2024-2025年，省级电网中河南、湖南、重庆、四川、青海、云南、广西等七 个省份煤电机组固定 成本回收比例是50%,对应容量电价165元/千瓦年； 其余省份成本回收比例为30%,对应容量电价100元/千瓦年。预计自20
4、26 年起，多数地区的成本回收比例将提至50%,对应容量电价165元/千瓦年， 四川、云南等领先省份将提升至70%以上，对应容量电价230元/千瓦年， 容量电价预期有提升空间。（二）2026年容量电价近2000亿元市场空间，折火电度电超3分测算2026年容量电价的整体空间可达1905亿元，对应火电度电收入增厚3. 2 分。根 据中电联披露数据，2022年末我国燃煤机组达24GW,参考2022全 年、2023年前 三季度累计新增煤电分别为28. 23、27. 33G肌 考虑火电盈利修 复、近年火电核准加快，假设2023-2026年新增煤电机组分别为40、50、50、30G肌 后续煤电装机保 持1
5、30OGW左右。假设燃煤自备电厂基本保持140GW规模不变，则公用煤电机组基 本保持在100（n200GW左右；根据政策指 引，补偿固定成本比例由2022025的30%逐步提升至2026年的不低于50%, 则20242026年煤电容量补偿空间分别达1064、In3、1905亿元,折火电发 电量度电增收分别为0.。8、0.019 0.032元。云南、四川等清洁能源转型较快的七省（区）容量电价补偿力度大，整体来看 容量补偿占各地燃煤标杆电价5%16%不等。根据国家发改委、国家能源局发 布的关 于建立煤电容量电价机制的通知，四川、云南、青海、湖南、河 南、重庆、广西七省（区）清洁能源装机比例高，煤电
6、转型较快、机组利用小 时数较低，按通过容 量电价回收50%煤电固定比例确定容量电价，容量电价为 165元/千瓦年，其余地区容量电价为100元/千瓦年。我们将20242025 年容量补偿按照各地区2022年火 电利用小时数折算至度电来看，上述七省（区）在0.0350.055元之间，其余省市区 均在0.020.03元。从占各地燃煤 标杆电价角度而言，上述七省（区）容量补偿折度 电后占标杆9%16%不等， 其余省市区为5%8%以20242025年容量补偿标准计算，华能国际年容量补偿达100亿元。我们统 计华 能国、华电国际、国电电力、大唐发电、国投电力、华润电力、中国电力 共七家全 国性火电公司燃煤
7、机组分布（2022年末，统计覆盖率基本在95%左 右），按照关 于建立煤电容量电价机制的通知中各省市区20242025年煤 电容量补偿计算，上 述七家公司年煤电容量补偿费用分别为99. 78、49. 69. 69.75、44.70、13.47、50.75、12. 32亿元，显著增厚煤电机组收益。二、容量电价落地后将重构电价结构（一）煤硅锂价的回落为电量电价调整提供契机，终端电价短期稳定将电价构成拆分为发电成本、消纳成本、输配成本，可以较好理解容量电价对 电价的重新结构效果。L发电侧电价分为上网电价和系统运行费用（含容量电价）：其中上网电价部 分煤 电存在上浮比例，水电电价独立、仅少部分与煤电挂
8、钩（市场化较高的省 份如云南四川，电价依据为水电本身的供需情况），核电市场化比例提升、且 部分与煤电相关，但市场化交易部分存在超额利润回收机制、整体变动范围较 低，绿电参与市场 化交易的部分挂钩燃煤基准价作一定比例的浮动。上述电源 若参与现货，则统一根据现货价格结算（当前现货推进速度慢，比例不足）。 系统运行费主要反映调峰、调频、备用等辅助服务动作，容量电价落地标志着 系统运行费得到落实。2.电网侧价格分为输配电价和政府性基金：此前电力系统改革为“管住中间、 放开 两边”的模式，即输配电价反映成本+合理收益，第三轮输配电价改革 后，抽水蓄能的容量电价也不由电网代收，电网逐步变成稳定的输电主体。
9、政 府性基金预计仍将保持。3用户侧即终端用户电价：主要机制为通过工商业交叉补贴居民、通过工商业 分时电价进一步反映终端用电成本（但如不结合现货市场，无法传导至发电 侧，分时电价预计未来有望传导至居民侧）、绿电环境溢价未来将进一步反映 碳价值，或可通 过绿证交易由终端电价直接传导至发电侧。在电改系列之框架篇-系统的“破壁”中，我们设计了电力大模型：终端电 价二各电源发电成本*发电量占比+发电企业合理利润+电网输配成本及合理利 润+调峰等综合辅助服务成本及合理利润。结果显示，若基于煤价保持当前价 格稳定的假 设下，考虑综合辅助服务后2030年用电成本仅为0. 655元/度，较 2023年提升6.
10、4肌 即在考虑消纳成本、绿电环境溢价、碳排放后，终端电价 仍能保持相对稳定。煤硅价格回落降低发电成本，为容量电价的出台提供空间。经历近两三年的调 控及 市场机制，煤、硅价格均已出现大幅回落，2023年初至今秦皇岛5500大 卡动力煤市场价大幅同落30%左右（百川盈孚数据），硅料价格已降至2020 年水平、组件价格 已降至1元/瓦附近（PVinfOIink数据）。我们认为上述价 格分别代表火电发电、绿电建设的成本。上述体系的持续降本，在不考虑大幅 提高销售电价的情形下、为电力 体制改革提供契机与空间，煤电容量电价机制 应声落地。（二）两部制的电价下，火电盈利将进一步稳定，水电核电影响不大我们整体
11、预计标杆电价短期将较难形成调整，则大方向来看，容量电价提升， 电量 电价的上浮比例预计将形成调整。因此对于火电而言，整体的度电收入应 当稳中有 升，其中电量电价反映用煤成本、容量电价反映消纳价值。对于水电 核电而言，各自市场化交易的比例较低，预计对盈利的影响可弱化。对于绿电 而言，短期来看组 件价格回落保障了盈利模型的稳定，容量电价落地后对配储 比例的要求也或将下降，远期亦可展望环境溢价带来的盈利修复。我们认为容 量电价的出台对于各类电源主 体而言，都明确了其电源价值和消纳属性。火电：电量电价将反映用煤成本，煤电联动将得到体现。2004年我国首次公布 各地 燃煤标杆上网电价，而后燃煤标杆上网电
12、价共经历了 12次调整，参考历 次电价调整说明及动力煤涨跌情况，多于煤电联动机制有关。2020年起，燃 煤电价撤标杆、断 联动，改为“基准价+上下浮动”；规定基准价按当地现行 燃煤发电标杆上网电价确 定，浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不 超过15%； 2021年10月，燃煤 电价浮动区间扩大至上下20%,给予更大浮动 空间。2022年2月，发改委规定秦皇岛港下水煤（5500千卡）中长期交易价 格合理区间为570770元/吨（含税），该 区间的确定兼顾煤、电上下游利 益，并与煤电市场化电价机进行妥善衔接。水电、核电与火电挂钩程度低，电价没有完全市场化上浮，受容量电价机制的 影响 不大
13、对于水电来说，一方面水电市场化比例较低，市场化电价主要存在 于四川、云南等水电大省，通过水电之间相互竞价形成的市场化电价与火电无 关，如华能水电、川投能源市场化比例高，但是由水电内部竞价形成电价；另 一方面电价机制相 对独立，成本加成法、标杆电价均与火电无关；仅有少数西 电东送电站在售电端参 考当地煤电市场化电价，如白鹤滩、锦官送江苏电价、 澜上等送广东市场化交易部 分，占比较小，对水电整体影响不大。水电：落地电价倒推机制中，江苏省给予跨省水电落地电价参考市场化电价浮 动。江苏发改委对雅蒲江锦官电源组和白鹤滩送苏落地电价按照“基准落地电 价+浮动电价”确定，浮动电价参考江苏省年度交易成交均价
14、但本着“收益 共享、风险共担”的原则，浮动电价部分由政府和公司各承担一半，因此电价 下降部分也仅为一半。水电：广东省对外送电量给予三种定价方式，长江电力溪洛渡右岸机组和华能 水电澜上电站送广东电量均据此定价，分别是保量保价、保量竞价、市场化交 易。在保 量保价之外，保量竞价和市场化交易均参考广东各月月度市场化交易 结果确定，保 量竞价部分仅在电价较基准价有折价时扣减，当前火电市场化电 价上浮比例较高，对水电保量竞价部分无影响，市场化交易部分占比较少，如 华能水电澜上电站2022年送广东市场化交易部分占比仅6. 6肌 且其市场化程 度并不如火电，火电电价变动 时影响也不大。核电：过去核电计划电
15、价定价方式包括一厂一价及核电标杆电价，与燃煤基准 价大 致持平。2013年以前核电采用一厂一价，根据成本和合理确定收益及税 收等核算核 电机组上网电价。2013年国家发改委发布关于完善核电上网电 价机制有关问题的通知，核定全国核电标杆上网电价为0.43元/千瓦时，采 用当地核电标杆电价和燃 煤标杆电价中的较低值为核电机组上网电价。对于海 外引进三代机组台山、三门、海阳核电站，国家发改委发布关于三代核电首 批项目试行上网电价的通知，核 定其试行价格为0.41-0. 45元/千瓦时左 右，处我国核电机组中较高水平。总体来看，核电机组计划上网电价在0.37- 0.45元/千瓦时左右，与燃煤基准价大致
16、持平。核电：市场化交易比例逐渐提高，电价稳定上行。以中国广核为例，2023年广 东岭澳、岭东和阳江共10台机组共安排市场化电量约195亿千瓦时，福建宁 德1-4号机组、广西防城港1-3号机组、辽宁红沿河1-4号机组全部上网电量 参与电力市场交易，2023H1公司市场化交易电量占总上网电量约55. 5%,同比 增长0.5pct.但由于核电分成机制的存在，实际核电市场化电价提升幅度远 小于火电，当前核电市场化电价 仅略高于燃煤基准价，仍然远低于煤电可上浮 20%的情况，所以即使煤电电价下降，对核电电价影响也不大。绿电：从补贴电价到绿电交易，中长期绿电溢价保障新能源项目稳定收益。2021年9月7日我
17、国绿电交易试点正式启动，首批绿电交易共计17个省份 259家市场主体参与，成交电量79. 35亿千瓦时，2022年3月起绿电月度交易 规模扩大，2022全年完成 绿电交易227.8亿千瓦时，2023年-9月完成绿电 交易电量292.6亿千瓦时（同比+137.5%） o绿电交易作为电力中长期市场下 的交易品种，能够全面反应绿电的电能价值和环境 价值，试点以来持续较当地 燃煤基准价溢价交易，其中江苏省22、23年度绿电成交价格分别较燃煤基准 价上浮18.4%、19. 8%；广东省分别上浮n.0%、14. 5%,若23年考虑环境溢价 的部分，则较燃煤基准价格上浮19. 0%。由此，作为中长期交易的方
18、式，相对 于现货交易市场电价的波动而言，绿电交易更能保障新能源参与市场的长期稳 定收益，能有效衔接21年以来补贴电价退坡，作为反应新能源综合价值的有 利支撑。绿电：欧洲持续出台碳关税政策，绿电环境价值有望持续增强。欧洲加强对进 口产 品碳排放要求，2021年7月欧盟委员会提交碳边界调整机制（CBAM）立 法草案，后经历多次讨论、修订、投票，2022年6月22日欧洲议会通过 CBAM草案修正案。相较于欧委会方案，本次法案范围扩大：新增纳入塑料、 有机化学品、氢和氨 行业；且新增纳入间接排放考核，即制造商使用的外购电 力亦要考虑在排放成本中，在此情况下，绿电的环境价值持续增强。对于绿电 而言，短期
19、来看组件价格回落保 障了盈利模型的稳定，容量电价落地后对配储 比例的要求也或将下降，远期亦可展 望环境溢价带来的盈利修复。（三）电改金字塔：更远期的电能量市场和辅助服务市场的建设将加速期待消纳价值能够得到度量，现货、辅助服务等市场建设进一步加速。我们认 为电改是个金字塔结构，因为电价要素是交易的基础，电力成本的统一是交易 的目标。（1）从电价的要素来看，近年来国家持续落地的是峰谷价差的政 策，煤电联动也是 推进的方向（尤其是若明年浮动比例上下限不重新调整，市 场化交易出的煤价上浮比例就将反映煤电联动的事实），容量电价落地后，辅 助服务将得到度量，金字塔底座已经稳固；（2）从市场的要素来看，中长
20、期 市场目前覆盖范围较广，现货市场 交易规则已经出台、其交易试点也将推广， 重点是辅助服务市场的建设速度慢，待 容量电价推行久期拉长后，预计相关市 场化建设速度也将加快；（3）从金字塔的顶 端，我们认为伴随绿电环境溢价 的出台和辅助服务市场的落地推广，最终将形成电力的统一价格形态。未来容量和电量两个市场都将加速，但是我们认为要先摸索清楚容量的价值（即政 策先决定价格），才能逐步推进市场化。我国电力交易市场可分为中长 期交易市场、现货市场、辅助服务市场三大类。当前中长期市场是各省的主要 电力交易市场，现 货市场交易规则已落地（2023年9月，国家能源局，电 力现货市场基本规则（试行），我们认为各
21、省的现货市场建设均将提速， 但是现货交易的比例及其中绿 电的比例我们认为应当是缓慢提升，若推进力度 过大则对电力系统的供需平衡影响显著。我们认为辅助服务市场意义重大，本 次落地的煤电容量电价即为体现：相比于现货市场直接决定现货交易比例和绿 电纳入比例而言，我们认为辅助服务市场通 过赋予价格的形式是更加温和的手 段。现货市场的交易机制是通过电源侧和用电侧 的直接签约确定价格，但其中 绿电的占比若较高则会导致负电价等现象、若较低又 无法反映现货价值。辅助 服务市场是电源侧的供需交易，主要交易的是消纳需求；本次落地的容量补偿 为辅助服务方式之一。我们看好各省市区煤电容量电价落地后，火电稳定调 峰、备
22、用等价值的凸显，期待后续通过市场化的方式进行定价。参考欧盟的辅助服务经历从“固定补偿”向“市场化交易”演绎的过程，预计 我国未来亦有望向市场化交易形态过度。从欧盟的容量机制发展的趋势及特点 来看，价格市场化有助于发现辅助服务的合理定价；容量使用提高能源使用效 率；容量市场 持续扩大，火电贡献主要增量。该机制从“基于价格”转向“基 于数量”。在基于 价格的机制中，决策者设定价格，然后让投资者决定在给定 价格下愿意投资多少；在基于数量的机制中，决策者确定所需的容量数量，然 后让市场来决定价格（拍卖）。但由于欧盟认为容量机制不应扭曲电力市场的 价格，而是由市场对其进行合理定价，因此欧盟通过法律201
23、9/943,规定容 量市场“酬金是通过竞争性程序确定的，确 定了欧盟全域容量机制转向基于 数量机制。梳理来看，补贴机制更适用于早期无法 形成有效价格的阶段，如我 国当前落地的固定形式的容量补偿。三、容量电价落地后，火电价值重塑在 即（一）火电的价值模型重塑，电量电价煤电联动、容量电价反映消纳容量电价落地，打响火电季度业绩年化能力提升的第一枪，公用事业属性持续 增强。过去市场对火电股作为周期股的判断深入人心，重心在于判断煤价和电 价对盈利的波动。但是立足容量电价落地的时点，未来火电公司的盈利将拆分 为电量利润（煤 电联动下逐步稳定）、容量利润、绿电利润，后两者本质上都 挂钩我国绿电化进程。我们认
24、为容量电价的落地将夯实火电的盈利稳定性，今 年二三季度高业绩的年化能力正持续得到确认，火电的公用事业的属性将在未 来得到持续增强，未来又可进一步形成分红的预期，相较于当前龙头公司仅8 倍左右的PE估值，我们认为火电公司 价值重估的节点已经来临。在电量部分基本盈亏平衡下，当前容量补偿有望保障煤电机组7%RoE水平。按 照机 组固定费用3300元/千瓦年、补偿比例30%,机组建设成本3500元/千 瓦计算，当 发电部分基本盈亏平衡时（对应上网电价0.42元/千瓦时，标煤采 购单价955元/吨），对于一个IOOGW煤电机组的公司来说，容量补偿有望带 来每年99亿元的容量收入增 量，对应税后利润约74
25、亿元，ROE保持在7%左右 的水平。该部分收入挂钩我国绿电成长，容量电价的落地大大增强火电盈利的 稳定性。容量电价落地后，火电的季度业绩的年化能力持续提升。我们此前提出，立足 当前，电价、煤价、电改是三个衡量火电季度业绩年化能力的要素。容量电价 落地夯实火电的盈利稳定性，该部分利润不挂钩煤价、挂钩我国绿电增长，可 带动火电从煤价周期股走向绿电及储能成长股。从电价方面，当前现货煤价并 不支撑中长期电价大 幅调整，且在经济持续恢复的过程中电力仍是相对紧缺， 市场的过度反应阶段逐步 接近尾声，月中下旬的长协电价签订结果也将落 地。煤价方面，三季度在来水改善的情况下，煤价并未出现大幅调整，我们预 计与
26、二产高用电行业的恢复有关，着 重强调十月、十一月二产用电量数据对煤 价的验证及判断，煤价波动幅度或有限。从本质上看，若季度业绩能够年化， 火电将回归公用事业价值。（二）绿电的建设速度有望提升，盈利模型将得到夯实年内集中式电站建设低预期，消纳问题解决后建设有望加速。10月30日，国 家能源局三季度例行新闻发布会上介绍，2023年前三季度，全国光伏新增装 机128.94GW,同比增长145%,其中集中式光伏61. 80G肌 分布式光伏 67. 14GW；截至2023年9月底，全国光伏发电装机容量达到520G肌 其中集中 式光伏295G肌分布式光伏225GW0综合来看，尽管硅料、组件价格大幅回 落，
27、但年内集中式光伏新增低预期，我们预计在当前容量电价落地、绿电盈利 模型清晰，消纳问题解决后绿电建设有望加速。硅料价格下降释放产业链下游利润，预计将有效加快新增装机投产节奏。根据 国家发展改革委 国家能源局关于建立煤电容量电价机制的通知，明确各 地煤电容量 电费每月由工商业用户按当月用电量比例分摊，绿电运营商获得更 稳定的项目盈利 模型，我们预计装机投产有望加速。测算不同投资水平下光伏 项目的IRR水平，主要 假设：（1）光伏系统效率首年衰减2. 5%,首年以后每 年衰减0.6%； （2）运营期25年，折旧年限25年；（3）年利用小时数1300 小时（无弃光），上网电价0.4元/千瓦 时（含税）
28、4）贷款利率4.5%, 贷款年限15年。根据以上假设，当光伏单位投资为4.5元/W时，项目资本金 IRR为7. 5%,若单位投资降低0. 5元/W至4. 0元/肌IRR提升2. 7pct至 10. 2%o容量电价由工商业用户分摊、若配储要求进一步下降，则IRR有望提升，绿电 利空有望出尽。各省陆续出台强制配储政策，明确绿电调峰成本，假设配储时 长2小时，储能电池容量单价L 7元/Wh,折算功率单价5. 1元/W,项目生命 周期内更换一次储能、成本折现后Ln元/W,则配置储能将提升光伏项目20%-30%左右单位投资成本。在常规光伏项目单位投资4.0元/W时，配储比例 15%的情况下，光伏项目资本金IRR为5.6%,相比无储能时降低4.6pct0储 能对光伏项目IRR确存在影响，但伴随各省陆续出台储能容量电价并纳入辅助 服 务市场，储能自身盈利模式日益清晰下，预计对光伏系统将不完全成为负 担，光伏+储能模式在解决弃光的同时也能带来一定收益，叠加电改落地也将 提供火电调峰的选项，当前上述成本及盈利模型已基本明确，后续绿电装机成 长值得期待。精选 O J
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