稳定基荷电源，打开转型和增长空间

11月10日，国家发改委、国家能源局对外公布《关于建立煤电容量电价机制的通知》（下称“《通知》”），明确于2024年1月1日起建立煤电容量电价机制，对煤电实行两部制电价。《通知》立足中长期煤电功能转型，从价格机制入手解决盈利问题这一煤电企业最大痛点。同时，我们认为本轮《通知》从煤电起步，有望成为未来其他电源及新型储能容量电价政策的指引。我们认为火电容量电价政策的推出将有效缓解火电企业的盈利压力，或成为部分火电企业困境反转的抓手，经济效益的提高将刺激火电灵活性改造以及新增装机的进一步释放，相关产业链标的将受益。

▍政策：以330元/KW固定成本为补偿基准，各省因地制宜设30-50%回收比例。

《通知》从政策实施范围、容量电价水平、电费分摊机制、及电费考核机制四方面入手阐释容量电价实施方案，政策实施范围：明确将自备电厂、不符合规划及能耗的机组排除在补贴外；容量电价水平：规定煤电容量电价标准全国统一确定为每年330元/KW，并根据各地电力系统需要、煤电机组功能转型速度不同，设置不同比例容量电价：将青海、云南、四川等7个转型较快地区设为50%，将其他地区设为30%，且规定2026年起将各地回收比例统一提升至50%以上；电费分摊机制：将煤电容量电价纳入系统运行费用，每月由工商业用户分摊；电费考核机制：规定对无法调度及出力未达标的机组的惩罚措施。我们认为，随着各地新能源装机比例逐步提高，中长期看回收比例势必进一步提升。

▍从价格机制入手解决关键问题，刺激灵活性改造及煤电新增装机加速释放。

新能源发电无法消除的间歇性和波动性特点客观上决定了电力系统对更多调节性资源的需要。根据国家能源局数据，截至2023年9月，我国煤电装机为11.5亿千瓦，占全国发电装机占比49.1%，是我国最重要、成本较低的支撑调节电源。但传统单轨电量电价机制在发电小时数降低的背景下无法支撑火电企业运营，更无法体现煤电的支撑调节价值。《通知》立足于中长期煤电功能转型，着手解决盈利问题这一煤电企业最大痛点，通过容量电价提升行业对机组固定成本的回收能力。我们认为，引入容量电价将有助于确保煤电行业持续健康运行，缓解煤电运营行业当下盈利困境，刺激灵活性改造及煤电新增装机加速释放。

▍明确用户为承担主体，对后续打开辅助服务、需求侧响应市场的经济性窗口具备积极意义。

《通知》明确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，履行“谁受益，谁承担”原则，要求容量电费由全体工商业用户承担。我们认为，基于新型电力系统建设的本轮电改的关键在于如何进一步推行电价市场化、将电力系统调节成本合理向用户侧传导。本轮容量电价政策对于用户侧成本承担的明确定义，为将来合理疏导各类型电源以及新型储能的容量电价奠定了良好的基础，同时，亦对后续打开其他调节市场如辅助服务、需求侧响应市场经济性窗口具备积极意义。

▍有望从煤电起步向其他电源辐射，打开新能源中长期装机的广阔空间。

《通知》强调，在电力现货市场连续运行地区，可研究建立发电侧容量电价机制，意将本轮实行的煤电容量电价向整个发电侧推行。容量电价的推行需要对应电源电价完全由市场化形成，我们认为，随着电力市场化改革持续推进，届时水电、核电以及新型储能容量电价政策指日可待。根据中电联数据，2023H1国内新增7.41GW/14.71GWh储能电站，超过此前历年累计装机规模总和，但在装机高景气的背景下行业普遍存在商业模式不明朗，盈利途径定性非定量等痛点。我们认为，《通知》以火电为起点，有望加速容量电价在其他电源及新型储能领域的落实，进而减缓消纳压力，在中长期维度上打开新能源装机的广阔空间。

▍风险因素：

新型电力系统建设推进不及预期；电力市场改革不及预期；地方政策执行不及预期；相关行业补贴提前退出。

▍投资策略：

我们认为火电容量电价政策的推出将有效缓解火电企业的盈利压力，或成为部分火电企业困境反转的抓手，经济效益的提高将刺激火电灵活性改造以及新增装机的进一步释放。在此基础上，我们建议重点关注火电上游设备企业；建议关注盈利边际修复的火电头部运营商；建议关注新型电力系统建设背景下火电灵活性改造受益标的。

注：本文来自中信证券于2023年11月13日发布的《新型电力系统｜稳定基荷电源，打开转型和增长空间》，证券分析师：华鹏伟 华夏