研究报告称，缺乏容量机制托底保障发运成本以外的其他成本回收，导致火电企业投资积极性不足。短期看，容量补偿对煤机规模大、利用小时数低的企业业绩边际改善更大。容量机制落地将鼓励火电企业投资建设煤电项目的积极性。

建设新型电力系统为何还需新增煤电?

宏观经济增长和电气化转型的双重驱动力下，我国全社会用电量尚未“达峰”。“十四五”期间我国潜在GDP增速在5.0%~5.7%，能源消费总量仍将逐年增长;叠加电能替代成为用电量增长新动能，全社会用电量远未“达峰”。

气温敏感型负荷占比提升+居民用电习惯改变，最高负荷增速大于用电量增速。伴随产业升级和居民电气化水平提升，三产和居民用电量占比提升至22年的32.7%。一方面，三产和居民用电需求呈明显的冬夏双高峰，极端天气将助推旺季最高负荷增速;另外，中国居民电气化水平仍有提升空间，用电设备渐趋多样化也将使负荷增速大于电量增速。

新型电力系统建设中面临保供和消纳两大难题，煤电的作用不可替代。1)保供视角：新型电力系统“源荷分离”、新增装机区域性分布不均;风电、光伏出力与负荷高峰时间性错配。前期支撑性电源投资不足造成有效容量供给充裕度下降，“十四五”总体电力紧平衡，高可靠性电源中唯煤电建设周期最短。2)消纳视角：为更好地消纳高比例可再生电源，需要增加电力系统的调节能力。煤电灵活性改造具有大容量+长时、短期可减小、技术成熟度高等特点，适用于基荷、腰荷调节。此外，“新能源+调节电源”打捆外送可提高外送通道利用率和送电置信率，从而降低输电成本。

为什么推出全国性的煤电容量机制如此重要?

容量补偿机制，加强煤电行业盈利稳定性。

做好能源资源安全保障，提升电力生产供应能力，加强各类电源特别是煤电等可靠性电源建设;具体措施包括：研究建立发电侧容量补偿机制，深入推进煤炭与煤电、煤电与可再生能源联营等。

参考国内外经验，提出研究建立容量补偿机制，主要针对解决电力系统长期充裕度及灵活性问题。

复盘煤电行业历史，过去煤电盈利围绕煤价大幅波动，而当前提升电力生产供应能力和煤电建设意愿，关键因素之一在于保障行业稳定的合理现金流和盈利水平。

新型电力系统中煤电由基荷变调节电源，盈利模式应随角色转换而变。煤电由主体电源转型为调节电源致使利用小时数下降，难以通过单一电量电价回收投资成本。

新定位下，煤电应转向辅助服务要收益：提供调节(调峰、调频、黑启动等)和备用辅助服务的成本，将分别通过现货市场+辅助服务补偿和容量机制疏导。另外，考虑到煤电与抽蓄为电力系统提供的辅助服务价值类似，因此也应为煤电配套两部制电价以回收发运成本以外的其他成本。

容量补偿机制对于煤电机组的意义主要在于盈利稳定性的优化，而非盈利水平抬升，参考历史经验，盈利稳定性提升往往伴随估值提升，煤电资产有望迎来价值重估。

火电容量电价，可有实际案例参考？

据了解，目前已出台内部文件，针对风光基地配套支撑煤电建立容量电价机制，建议给予50元/kw/年，并且鼓励四川、重庆、青海、云南四省独自建立容量电价机制。

西北作为风光大基地的重点区域，是本次容量电价主要受益区。截至2021年底，西北地区（山西、内蒙、陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆）火电装机容量合计为6.24亿千瓦。根据我们测算，假设按照50元/kw/年来支付容量费用，当西北地区得到容量电价的火电机组比例在50%-100%时，将增加下游用能成本156-312亿元，对应度电收入增加0.005-0.011元/度，下游用户成本增加有限。

实施容量电价对主要火电企业业绩敏感性测算。

西北+西南地区火电装机占比高的火电厂更为受益。截至2021年底，西北+西南地区火电装机量位居前五的火电企业为：京能电力14.8GW（装机量占比86%）、内蒙华电11.4GW（占比100%）、国电电力17.5GW（占比23%）、大唐发电11.3GW（占比23%）、晋控电力8.8GW（占比100%）。

业绩弹性测算：假设当得到容量电价的火电机组比例在100%时，对应的业绩弹性排序为（较2022年业绩一致预期相比）：晋控电力（139%）、京能电力（53%）、$内蒙华电(SH600863)$  （11%）、大唐发电（8.4%）、中国电力（4.5%）、华能国际（4%）

整体来看，虽然当前火电容量电价还不足以覆盖固定成本，但却是电改的重大突破，其战略意义远大于实际业绩的影响，容量电价对下游成本压力影响有限，未来政策有修正空间。且在当前缺电背景下，容量电价可以刺激火电投资，这对能源保供至关重要。

哪些煤电资产盈利能力对容量机制的敏感性最高?

短期看，容量补偿对煤机规模大、利用小时数低的企业业绩边际改善更大。假设理想情况下，电企可通过“燃煤基准价+20%上下浮动区间”的定价机制实现约0.031元/千瓦时的度电净利润，则容量电价的主要作用在于补偿利用小时数下滑造成的净现金流缺口。基于前述假设和2022年各省火电利用小时数，测算得出全国共计需要容量电费约719.3亿元，分摊到度电约0.01元/千瓦时。其中，业绩对容量电费的敏感性排名前五的上市公司分别为*ST金山、豫能控股、华银电力、永泰能源、建投能源。

长期看，煤机利用小时数越高的地区越需要新建机组和投资决策引导。基于上述假设，煤机利用小时数越高的机组获得的容量补偿越低;然而煤电利用小时数越高说明该地区电力供需越紧、更需要新建煤机以增加系统冗余。PJM建立了拍卖前置的容量市场，基于VRR曲线的BRA市场价格为传统电源投资提供引导，对我国电力市场建设具有参考意义。

文章来源： 火电之声，股市星球，国泰君安证券