今天分享的是储能系列深度研究报告：《发电行业专题研究》。（报告出品方：华泰证券）
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，要保证备用率依然在10%以上，-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，容量电价补偿需要元-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，MW和MW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。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。
完整（发电行业专题研究）来源于公众：百家全行业报告
内容摘要如下：
高峰电力保供压力激增，亟须煤电投资加速
自年以来，迎峰度夏期间多省份极易出现限电情形，年全国煤电新增产能仅万千瓦，为15年来最低水平。如何在“碳中和”目标和高能源价格背景下激发火电建设的积极性，我们认为火电容量电价政策的出台有很大必要性，帮助火电从发电向调峰转型，同时稳定火电的盈利预期。
火电容量电价：维持高比例备用的代价是冗余投资
-最高负荷同比增速显著高于可用装机增速。“十三五”期间，我国用电最高负荷增速与用电量增长速度基本一致为6%，低于整体装机增速8%，但是考虑到水/风/光的不可靠性，可用装机增速“十三五”仅为4.5%，年系统备用能力或降至34%。迈入“十四五”，随着空调负荷占比在大中城市达到了六成甚至更高，气温对最高负荷的影响越来越大。年与年初至今最高负荷同比增速分别为11%/9%，显著超过可用装机4.5-5%的增速。其中，可用容量为装机容量扣除计划期的受阻容量、备用和退役容量。
至年电力装机与负荷的供需矛盾或更加突出。“十三五”我国煤电年均新增装机36GW，显著低于“十二五”的46GW，年新增煤电28GW，为过去15年历史最低。根据中电联年底发布的《能源转型中的电力燃料供需格局研究》预计，“十四五”、“十五五”期间，全国煤电装机新增1.5亿千瓦、0.3亿千瓦，年、年全国煤电装机分别达到12.3亿千瓦、12.6亿千瓦，那就意味着年备用率（备用率=可用装机/最大负荷-1）下降至15%以下，备用率为负数。
年8月电规总院统计，未来三年新增煤电装机仅1.4亿千瓦左右，考虑到受阻比例较低的核电/水电建设周期往往在4-5年以上，短期内我国电力保障基础仍不牢固，电力供需紧张的地区未来三年不断增多，可见我国当前火电装机建设速度仍有提升潜力。
4Q21以来，我国煤电/核电机组新增核准数量显著提速；年8月四川缺电后，国家能源局对已开始要求按照“适度超前”原则做好调整工作，我们判断煤电的审批速度会进一步加快。然而，“碳中和”的长远目标决定了可再生能源在电量上会持续替代火电，某种程度上新建机组更多是为了应对尖峰负荷或配套大基地风光送出，并不必然意味着煤电电量的绝对值还会有非常大的增长。
最高负荷的快速增长促使发电稳定的基荷电源火电的核准/建设加速推进。年/火电投资完成额分别同比增长18%/35%。从季度数据看，4Q22/1Q23/2Q23火电投资完成额的同比增速分别高达20%/3%/18%。
我们统计了年初-年9月8日更新状态的火电项目情况，待投产火电装机容量高达GW，其中处于开工/招标（核准投产前）状态下的容量占比达60%。分集团/上市公司看，拥有煤炭资源的主体更积极，显示出电力集团对未来煤价波动导致的盈利不可预测性是制约火电建设积极性的重要因素。
根据我们的测算，如果要保证备用率依然在10%以上，-30需要新增4.5亿千瓦火电。但是这么庞大的煤电上马，并不意味着电量的增长，火电发电量取决于全社会用电量与可再生能源发电量之差，在风光水核等电源优先上网的前提下，火电产能增加也意味着利用小时的必然走低（从的到的左右）。当然，我国电力系统是不是必须要维持10-15%备用率底线是个更值得商榷的问题，日本备用率要求7%-8%最低3%，可再生能源为主的丹麦/南澳等地区都可以容忍一定程度上的电力短缺，我们认为长期来看以风电光伏为主的电力系统要维持15%以上备用率难度是很高的，不过短期内我国下调电力系统安全的底线的概率不大。
火电产能利用率下滑不可避免。观察欧美的经验，我们也可以得出结论：德国风光电量占比达到8%-13%的区间，各类型火电利用小时就不可避免出现下行；加州也是在-14年(风光电量比例12%)之后，燃煤和燃气利用小时见顶。我国年风电光伏发电量占比合计已经达到了12%，哪怕我们牺牲部分的系统冗余度，随着火电越来越多为新能源调峰让道，火电产能利用率的下滑也不可避免。
随着新型电力系统的建设，火电从发电向调峰转变辅助可再生能源维持系统稳定已经是必然的趋势，但是尖端负荷的不足可能会导致火电盈利模式转变早于预期。当前高企的煤价/气价导致火电亏损面依然在50%以上，如何激励火电新项目上马，并且保障-25新上的火电机组在利用小时即将加速下滑的前夕还有信心收回成本，容量电价和现货市场交易可以说是为数不多的的政策手段。在两部制电价的背景下，火电企业收入等于容量电价与电量电价之和，参考抽水蓄能与部分省份天然气发电的定价机制，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）获得合理（6-7%左右）回报率，而电量电价应当与边际成本有较为灵活的联动机制。
两维度量化测算容量电价：0.3-0.4元/瓦
我们以一座在秦皇岛的电厂盈利模式为例，基准电价河北北网0.元/度，假设下水煤煤价就在元/吨（kcal）（发改委要求区间上限），没有中间环节运输/港杂/损耗费用。一个煤电厂从发电转为调峰利用小时从下降至（E），需要得到的容量电价补偿为0.11元/瓦才能维持6%的ROE；如果利用小时下降至3（E），需要得到的容量电价补偿为0.24元/瓦才能维持6%的ROE。如果我们用类似抽水蓄能两部制定价的模式去考虑煤电容量电价，也就是在不考虑发电边际盈利为正的情况下容量电价要覆盖6%-6.5%的IRR，这种情形下的容量补贴会更高（0.35元/瓦左右）。
第二种方法我们不考虑运行期的点火价差，仅根据火电初始投资来考虑后续成本回收问题。以宝新能源的甲湖湾二期项目可研作为测算基础，假设机组寿命30年，销项增值税率13%、所得税率25%，装机单位造价3.7元/W，以等本还款的方式进行融资，贷款年限15年，贷款比率达80%，实际贷款利率较基准利率浮动-20%。在不考虑进项税额抵扣的情况下，需要得到的容量电价补偿为元/千瓦才能维持5%的IRR，若要达到8%的IRR水平，容量补贴会更高（元/千瓦）。
根据我们的测算，如果对所有煤电进行容量补贴且不考虑已经运行的时间，每年额外的供电成本约为-0亿元（年之后）。和抽水蓄能类似，如果煤电可以参与现货市场并且通过电能量交易回收部分成本，那么容量补贴就可以得到可观节省。需要注意的是，容量电价的出处一直是非常模糊的灰色地带，除了抽水蓄能在发改委的政策中有明确通过输配电价疏导，燃气发电的容量电价各省规定不一，有通过现货市场回收的，也有含糊表述为“依照国家规定疏导”。所以煤电容量电价的出台核心还在于钱从哪里来。
目前最接近容量电价的样本——云南
年12月《云南省燃煤发电市场化改革实施方案（试行）》印发，提出设立燃煤发电调节容量市场。先期鼓励未自建新型储能或未购买共享储能服务达到装机规模10%的风光电站（含已建成项目），自行向省内煤电购买系统调节服务。煤电最大发电能力和最小发电能力之间的可调节空间参与调节容量市场交易，试行期先按额定装机容量的40%（褐煤发电暂不参与）。容量价格自主协商，在元/千瓦每年上下浮动。未自建储能、未购买共享储能且未购买煤电系统调节服务的新能源上网电价按清洁能源市场交易均价的90%结算，结算差额资金纳入电力成本分担机制。
此次出台的0.22元/瓦不低（相当于3分/度），与我们前文的测算基本一致，但对于云南还恐怕不够。事实上，因为省内基准电价低且交易规则特殊，高比例清洁能源挤压火电利用小时（低于全国平均71%）和收入，云南火电连年亏损甚至在低煤价时期也资不抵债（国电宣威）。年来云南电力供需形势发生逆转，省内煤电厂利用小时甚至有超0，但在高煤价背景下度电收入甚至无法覆盖燃料成本。“十四五”云南风光规划排名全国前三，电力缺口与高比例可再生能源都需要基荷电源发挥更重要的作用，云南也在今年9月重启煤电建设，本次政策的出台也是为了吸引火电投资。
另一方面，云南省风光电站强制配储也已经明确，我们测算对电站IRR负面影响在1-2pct，低于电价90%结算的惩罚措施。政策明确三种配储方式：自建储能/租赁共享/购买煤电容量，按照云南省当前15GW煤电和新开工4.8GW的规划可以支撑80GW绿电项目，与省内规划“十四五”末风光电站86GW吻合，加上新型储能的建设，储能资源是足够的，只是对风光电站（包括存量机组）盈利确实带来较大的冲击。考虑到云南省新增光伏目前平价上网，新增风电“保障+阶梯”电价机制，会对新项目的建设进度造成负面影响，我们建议密切
