1、本公司持有本报告所述华能国际本公司持有本报告所述华能国际(600011)达到其已发行股份的达到其已发行股份的 1.61%请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 2023.03.06 容量容量电价：拨云见日，价值重构电价：拨云见日，价值重构 电力专题电力专题系列报告系列报告（七）（七）于鸿光于鸿光(分析师分析师)孙辉贤孙辉贤(研究助理研究助理)陈卓鸣陈卓鸣(研究助理研究助理) 证书编号 S0880522020001 S0880122070052 S0880122040025 本报告导读：本报告导

2、读：市场对煤电容量市场对煤电容量电价电价存在三大认知误区，存在三大认知误区，容量电价有望驱动煤电资产价值重构容量电价有望驱动煤电资产价值重构。摘要：摘要：投资建议投资建议：维持“增持”评级。维持“增持”评级。市场对煤电容量电价存在三大认知误区，容量电价有望驱动煤电资产价值重构，推荐存量煤电资产价值有望超预期的火电行业标的：国电电力、华能国际、华电国际、大唐发电、粤电力 A、申能股份，受益标的华润电力、中国电力、广州发展。市场认知误区一：市场认知误区一：国内国内已有电力辅助服务市场，无需已有电力辅助服务市场，无需进行进行容量补偿机容量补偿机制制建设建设。电力辅助服务市场与容量补偿机制针对的并非电

3、力系统的同一问题。前者主要用来解决电力系统短期灵活性问题，而后者是为解决电力系统长期充裕度问题。我国迎峰期间部分区域电力保供形势依旧严峻，我们预计“十四五”期间我国非火电可控电源增量供应能力有限，发挥煤电机组调节能力仍是满足电力平衡最为现实可行的路径。在稀缺定价机制缺位的我国电力市场，传统的“电量电价”定价机制已无法保障煤电机组的合理利润率，亟需容量充裕性机制（容量电价）来保障其顺利向调节型电源转型。参考海外经验及国内实际情况，我们认为容量补偿机制是现阶段发挥我国煤电调节能力的最佳方式。市场认知误区市场认知误区二二：容量补偿机制仅为电源侧“存量博弈：容量补偿机制仅为电源侧“存量博弈”。我们认为

4、未来我国煤电容量补偿成本必然将向下游用户传导（未理顺成本传导途径的容量补偿机制对促进投资、保障电力系统长期充裕度的作用十分有限）。参考海内外及其他调节性电源容量补偿经验，我们预计未来国内容量补偿机制建设具备以下特点：1）电力供需紧缺及现货市场开展进程较快的省份更有动力开展煤电容量补偿；2）从补偿标准来看，由于不同省份电力市场特征及下游电价承受能力不同，省份间容量补偿标准将有明显差异；3）从费用收取来看，容量补偿费用将向下游用户传导，以保障原有煤电机组合理收益率并鼓励新增必要的煤电机组投资。市场认知误区三：仅关注煤电机组回报率提升市场认知误区三：仅关注煤电机组回报率提升幅幅度度。我们认为容量电价

5、对于煤电机组的意义不在于盈利水平的抬升，而在于盈利稳定性的优化。我们认为：1）我们测算各省下游参与市场化交易的电力用户对容量补偿电价的承受上限在 0.06-0.14 元/千瓦时区间，该水平下大部分省份能够承受可以覆盖煤电机组固定成本的容量补偿价格；2）煤电作为公用事业，我们预计容量补偿机制出台后其 ROE 水平并不会大幅提升，但 ROE 稳定性将显著增强；3）参考历史复盘经验，某类资产 ROE 稳定性增强后其二级市场估值中枢有望明显提升。风险因素：风险因素：新能源装机进度低于预期，上网电价低于预期，煤价涨幅超预期，电力市场化推进低于预期等。评级：评级：增持增持 上次评级：增持 细分行业评级 相

6、关报告 公用事业 注重安全低碳，理性看待海风电价 2023.03.05 公用事业 政府工作报告推动绿色转型和制造业重点产业 2023.03.05 公用事业 重申科学仪器国产化投资机会 2023.03.01 公用事业 绿电交易扩容，电力供需偏紧 2023.02.26 公用事业 欧洲碳价驱动再生资源行业量增价涨 2023.02.23 行业深度研究行业深度研究 股票研究股票研究 证券研究报告证券研究报告 公用事业公用事业 行业深度研究行业深度研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 2 of 27 目目 录录 1.投资建议：容量补偿渐行渐近，煤电迎来价值重估.3 2.市

7、场认知误区一：已有电力辅助服务市场，无需容量补偿机制.4 2.1.容量补偿机制用于解决电力系统长期问题.4 2.2.长期电力充裕度问题亟待新价格机制理顺.5 2.3.容量补偿机制为我国容量电价最佳方式.9 3.市场认知误区二：容量补偿机制仅为电源侧“存量博弈”.11 3.1.煤电容量补偿加速推进，费用将向下游传导.11 3.2.海外经验：智利容量补偿机制与现货市场同步建立.12 3.3.国内经验：抽水蓄能及部分气电已建立容量补偿机制.14 3.3.1.气电容量补偿由各省自主确定，标准高低不一.14 3.3.2.抽蓄核定统一项目收益率，理顺成本传导机制.15 3.4.部分省份尝试煤电容量补偿机制

8、，均向下游传导成本.16 4.市场认知误区三：仅关注煤电机组回报率提升幅度.20 4.1.多数省份理论容量补偿上限可覆盖煤电固定成本.20 4.1.1.煤电机组所需容量补偿金额测算.20 4.1.2.下游电力用户容量电价承受能力测算.20 4.2.容量补偿优化商业模式，煤电盈利波动弱化.22 4.3.ROE 稳定性增强后煤电有望迎来价值重估.23 5.风险提示.26 pPmNYUcVdXeUvZfWxU7NaO8OsQpPtRsRiNoOnOeRqQqPaQnMoOuOmNqOxNsRsP 行业深度研究行业深度研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 3 of 2

9、7 1.投资建议：投资建议：容量补偿渐行渐近，容量补偿渐行渐近，煤煤电电迎来价值重估迎来价值重估 市场对煤电容量电价存在三大认知误区，容量电价有望驱动煤电资产价值重构。市场认知误区一：市场认知误区一：国内已有电力辅助服务市场，无需进行容量补偿机制国内已有电力辅助服务市场，无需进行容量补偿机制建设建设。电力辅助服务市场与容量补偿机制针对的并非电力系统的同一问题。前者主要用来解决电力系统短期灵活性问题，而后者是为解决电力系统长期充裕度及灵活性问题。市场认知误区二：容量补偿机制仅为电源侧“存量博弈”。市场认知误区二：容量补偿机制仅为电源侧“存量博弈”。我们认为未来我国煤电容量补偿成本必然将向下游用户

10、传导（未理顺成本传导途径的容量补偿机制对促进投资、保障电力系统长期充裕度的作用十分有限）。市场认知误区三：仅关注煤电机组回报率提升幅度。市场认知误区三：仅关注煤电机组回报率提升幅度。我们认为容量电价对于煤电机组的意义不在于盈利水平的抬升，而在于盈利稳定性的优化。参考历史复盘经验，煤电资产 ROE 稳定性增强后二级市场估值水平有望抬升。推荐存量煤电资产价值有望超预期的火电行业标的：国电电力、华能国际、华电国际、大唐发电、粤电力 A、申能股份，受益标的华润电力、中国电力、广州发展。表表 1：重点公司盈利预测与估值：重点公司盈利预测与估值 板块板块 代码代码 公司公司 收盘价收盘价 （元）（元）EP

11、S PE 评级评级 2021A 2022E 2023E 2021A 2022E 2023E 火电及转火电及转型型 600795.SH 国电电力 4.02 -0.10 0.15 0.39 27 10 增持 600011.SH 华能国际 8.37 -0.65-0.49 0.67 12 增持 600027.SH 华电国际 6.00 -0.50 0.01 0.57 11 谨慎增持 601991.SH 大唐发电 3.04 -0.50-0.02 0.18 17 谨慎增持 000539.SZ 粤电力 A 6.82 -0.60-0.54 0.29 24 增持 600642.SH 申能股份 5.82 0.33

12、0.34 0.76 17 17 8 增持 数据来源：Wind，国泰君安证券研究（股价对应 2023 年 03 月 03 日收盘价）行业深度研究行业深度研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 4 of 27 2.市场认知误区一：市场认知误区一：已有电力已有电力辅助服务市场辅助服务市场，无需容，无需容量补偿机制量补偿机制 2.1.容量补偿机制容量补偿机制用于解决电力系统长期用于解决电力系统长期问题问题 容量电价机制与辅助服务市场针对电力系统的不同问题容量电价机制与辅助服务市场针对电力系统的不同问题。对于容量电价机制，一种市场常见的认知误区为：电力辅助服务市场与容量电

13、价机制所起到的作用类似，在目前已经有了电力辅助服务市场的情况下，已无需再开展容量电价机制建设。实际上两者针对的并非电力系统的同一问题。容量电价机制是为解决电力系统长期充裕度问题，而电力辅助服务市场主要用来解决电力系统短期灵活性问题。表表 2：容量电价机制与辅助服务市场针对：容量电价机制与辅助服务市场针对电力系统的不同问题电力系统的不同问题 市场类型市场类型 时间周期时间周期 解决解决电力系统电力系统问题问题 市场手段市场手段 辅助服务 短期 灵活性 有功平衡服务、无功平衡服务、事故应急及恢复服务 容量电价 长期 充裕度 稀缺定价、容量补偿、容量市场 数据来源：国泰君安证券研究 容量电价机制用于

14、解决电力系统长期容量电价机制用于解决电力系统长期充裕度充裕度问题问题。碳中和背景下，以新能源（出力具有随机性、波动性）为主体的新型电力系统长周期维度对系统充裕度提出了更高的要求，电力系统必须保证在满足最大用电高峰时留有充裕的电源容量以应对突发事件并保证电网安全。容量电价机制的目的在于保障及支撑合理的调节性电源装机量，以保障电力系统长期充裕度。电力辅助服务用于满足电力系统瞬时平衡性与安全性电力辅助服务用于满足电力系统瞬时平衡性与安全性。电力辅助服务主要是为了满足电力系统瞬时平衡性与安全性。据国家能源局电力辅助服务管理办法：1）电力辅助服务是指为维持电力系统安全稳定运行、保证电能质量、促进清洁能源

15、消纳，由电力系统各主体所提供的各类服务；2）电力辅助服务种类主要包括：有功平衡服务、无功平衡服务和事故应急及恢复服务。表表 3：电力辅助服务电力辅助服务具体种类具体种类 服务种类服务种类 服务细类服务细类 具体内容具体内容 有功平衡服务 调频 电力系统频率偏离目标频率时，并网主体通过调速系统、自动功率控制等方式，调整有功出力减少频率偏差所提供的服务。调频分为一次调频和二次调频。调峰 指为跟踪系统负荷的峰谷变化及可再生能源出力变化，并网主体根据调度指令进行的发用电功率调整或设备启停所提供的服务。备用 指为保证电力系统可靠供电，在调度需求指令下，并网主体通过预留调节能力，并在规定的时间内响应调度指

16、令所提供的服务。转动惯量 指在系统经受扰动时，并网主体根据自身惯量特性提供响应系统频率变化率的快速正阻尼，阻止系统频率突变所提供的服务。爬坡 指为应对可再生能源发电波动等不确定因素带来的系统净负荷短时大幅变化，具备较强负荷调节速率的并网主体根据调度指令调整出力，以维持系统功率平衡所提供的服务。行业深度研究行业深度研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 5 of 27 无功平衡服务 自动电压控制 指利用计算机系统、通信网络和可调控设备，根据电网实时运行工况在线计算控制策略，自动闭环控制无功和电压调节设备，以实现合理的无功电压分布。调相运行 指发电机不发出有功功率，

17、只向电网输送感性无功功率的运行状态，起到调节系统无功、维持系统电压水平的作用。事故应急及恢复服务 稳定切机服务 指电力系统发生故障时，稳控装置正确动作后，发电机组自动与电网解列所提供的服务。稳定切负荷服务 指电网发生故障时，安全自动装置正确动作切除部分用户负荷，用户在规定响应时间及条件下以损失负荷来确保电力系统安全稳定所提供的服务。黑启动服务 指电力系统大面积停电后，在无外界电源支持的情况下，由具备自启动能力的发电机组或抽水蓄能、新型储能等所提供的恢复系统供电的服务。数据来源：国家能源局，国泰君安证券研究 2.2.长期电力充裕度问题亟待新价格机制理顺长期电力充裕度问题亟待新价格机制理顺 202

18、2年迎峰期间部分区域电力保供形势依旧严峻年迎峰期间部分区域电力保供形势依旧严峻。2022年全国21个省级电网用电负荷创新高，迎峰度夏/度冬期间区域电力供需紧张情况时有发生：1）2022 年 78 月份华东、华中区域电力保供形势严峻，多省份接连发布有序用电方案；2）2022 年 12 月云贵等少数省份电力供需形势较为紧张，对部分高耗能企业实行限产管理。表表 4：2022 年多省年多省级区域级区域发布有序用电方案发布有序用电方案 地区地区 时间时间 有序用电方案核心内容有序用电方案核心内容 云南云南 2022 年 4 月 用电规模指标分配按照级（特别严重）、级（严重）、级（较重）、级（一般）四个等

19、级确定，依次为 600 万千瓦、450 万千瓦、300 万千瓦、150 万千瓦。山东山东 2022 年 6 月 按照不低于全网历史最大用电负荷的 5%、10%、15%、20%，将有序用电划分为蓝色、黄色、橙色、红色四级预警，对应供电缺口规模分别为 500 万千瓦、1000 万千瓦、1500 万千瓦、2000万千瓦。其中，蓝色预警按每 100 万千瓦细分 5 档。宁夏宁夏 2022 年 4 月 预计总用电负荷为 661.70 万千瓦。2022 年宁夏迎峰度夏期间有序用电指标分别按照不低于预测最大负荷的 5%及以下（80 万千瓦）、5%-10%、10%-20%、20%及以上四个等级确定。辽宁辽宁

20、2022 年 6 月 预计 2022 年辽宁电网最大供电负荷为 3270 万千瓦，划分辽宁省有序用电预警等级。上海上海 2022 年 6 月 电网最高负荷预计出现在 7、8 月份夏季用电高峰期间，约为 3500 万千瓦，最高负荷较 2021年净增 147 万千瓦、增幅 4.38%。内蒙古内蒙古 2022 年 6 月 蒙西电网有序用电方案：分四级预警。蒙东电网有序用电方案：分四级预警。四川四川 2022 年 8 月 从 2022 年 8 月 14 日至 20 日对部分高载能企业实施停产让电于民的调控，让出用电负荷约700 万千瓦，全力缓解供电压力。重庆重庆 2022 年 8 月 启动有序用电一级

21、方案，纳入有序用电方案的所有电力用户必须全部参与执行(保安负荷除外)让电于民。云南云南 2022 年 9 月 10 日左右云南电解铝行业开启第一轮限电，初步压减 10%用电负荷。9 月 16 日左右云南电解铝行业开启第二轮限电，压减用电负荷加大至 15%-30%不等。贵州贵州 2022 年 12月 对限电企业暂按 70 万千瓦总规模调减，并于 12 月 13 日 00:00 启动，每日按负荷分配的 20%减负荷，通过 5 日负荷管理执行到位。贵州贵州 2023 年 1 月 对省内电解铝企业实施第三轮停槽减负荷，实施第三轮停槽减负荷 50 万千瓦，1 月 5 日启动停槽减负荷，5 日执行到位。云

22、南云南 2023 年 2 月 2023年2月云南省电解铝企业再度收到了压减用电负荷的限电通知。当地电解铝企业要以2022年 9 月云南省第一轮限电初期的生产和用电为基础，压减负荷比例扩大至 40%左右。行业深度研究行业深度研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 6 of 27 注：不完全统计，统计时点截至 2023 年 3 月 数据来源：各省政府官网，北极星电力网，国泰君安证券研究 区域性“限电”本质原因在于区域性“限电”本质原因在于电力供需电力供需逐渐逐渐紧紧。我们认为气候因素扰动（2022 年丰水期来水偏枯、迎峰度夏期间极端高温、12 月寒潮来袭等）仅为区域

23、性电力供需紧张的直接原因，其本质原因在于“十三五”以来我国整体电力供需形势从宽松逐年转为偏紧：1）“十三五”以来可控装机容量（火电、核电、部分水电）增速放缓；2）我国用电负荷波动较大的第三产业与居民生活用电占比持续提升，电力需求波动放大。表表 5：中电联预计中电联预计 2023 年年全国电力供需全国电力供需延续延续总体紧平衡总体紧平衡趋势趋势 年份年份 全国电力供需形势全国电力供需形势 区域电力供需形势区域电力供需形势 2016 全国电力供需进一步宽松进一步宽松、部分地区过剩 华北区域电力供需总体平衡，华东、华中、南方区域供需总体宽松，东北和西北区域电力供应能力过剩。2017 全国电力供需延续

24、总体宽松总体宽松态势，区域间供需形势差异较大 华北区域电力供需平衡偏紧，华中区域电力供需基本平衡，华东和南方区域电力供需平衡有余，东北和西北区域电力供应能力富余较多。2018 全国电力供需形势从前几年的总从前几年的总体宽松转为总体平衡体宽松转为总体平衡，用电增速回升，电网峰谷差加大 华北、华东、华中、南方区域电力供需总体平衡，部分省份局部性、阶段性电力供应偏紧；东北和西北区域电力供应能力富余。2019 全国电力供需总体平衡总体平衡 东北、西北区域电力供应能力富余；华北、华东、华中、南方区域电力供需总体平衡，其中，蒙西、冀北、辽宁、浙江、江西、湖北、海南等省级电网在部分时段采取了有序用电措施，蒙

25、西电网从前几年的电力供应能力富余转为 2019 年以来的电力供应偏紧。2020 全国电力供需总体平衡电力供需总体平衡，部分地区有余，局部地区用电高峰时段局部地区用电高峰时段电力供应偏紧电力供应偏紧 东北、西北区域电力供应能力富余，华北、华东、南方区域电力供需总体平衡，华中区域用电高峰时段电力供应偏紧。迎峰度夏期间，湖南、四川等少数电网用电高峰时段采取了有序用电措施；迎峰度冬期间，湖南、江西、广西以及内蒙古西部电网等少数电网用电高峰时段电力供应紧张，采取了有序用电措施。2021 全国电力供需形势总体偏紧，年总体偏紧，年初、迎峰度夏以及初、迎峰度夏以及 9-10 月部分地月部分地区电力供应紧张。区

26、电力供应紧张。1 月，受寒潮天气等因素影响，江苏、浙江、蒙西、湖南、江西、安徽、新疆、四川等 8 个省级电网，在部分用电高峰时段电力供应紧张，采取了有序用电措施。迎峰度夏期间（6-8 月），广东、河南、广西、云南、湖南、贵州、江西、蒙西、浙江、重庆、陕西、湖北等 12 个省级电网，在部分用电高峰时段电力供应紧张，采取了有序用电措施。9-10 月，受电煤等燃料供应紧张、水电发电量同比减少、电力消费需求较快增长以及部分地区加强“能耗双控”等多重因素叠加影响，全国电力供需总体偏紧，共有超过 20 个省级电网采取了有序用电措施，个别地区少数时段出现拉闸限电。2022 全国电力供需总体紧平衡总体紧平衡，

27、部分地区用电高峰时段电力供需偏高峰时段电力供需偏紧紧。2 月，全国多次出现大范围雨雪天气过程，少数省份在部分用电高峰时段电力供需平衡偏紧。7、8 月，我国出现了近几十年来持续时间最长、影响范围最广的极端高温少雨天气，叠加经济恢复增长，拉动用电负荷快速增长。全国有 21 个省级电网用电负荷创新高，华东、华中区域电力保供形势严峻，浙江、江苏、安徽、四川、重庆、湖北等地区电力供需形势紧张。12 月，贵州、云南等少数省份受前期来水偏枯导致水电蓄能持续下滑等因素影响，叠加寒潮天气期间取暖负荷快速攀升，电力供需形势较为紧张 行业深度研究行业深度研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责

28、条款部分 7 of 27 2023E 预计 2023 年全国电力供需总体紧总体紧平衡平衡，部分区域用电高峰时段电用电高峰时段电力供需偏紧力供需偏紧。迎峰度夏期间，华东、华中、南方区域电力供需形势偏紧；华北、东北、西北区域电力供需基本平衡。迎峰度冬期间，华东、华中、南方、西北区域电力供需偏紧；华北区域电力供需紧平衡；东北区域电力供需基本平衡。数据来源：中电联，国泰君安证券研究 “十四五十四五”期间我国期间我国非火电可控电源增量供应能力有限非火电可控电源增量供应能力有限。根据中电联 中国电力行业年度发展报告 2022预测，到 2025 年全国全社会用电最大负荷为 16.3 亿千瓦，较 2021 年

29、新增 4.4 亿千瓦。以增量角度判断，我们预计 2022-2025 年新增实际累计非火电可控电源供应能力（含储能）在夏季/冬季分别为 1.1/1.0 亿千瓦，远低于同期最大用电负荷增速。表表 6：新增实际：新增实际非火电非火电可控电源供应能力可控电源供应能力 电源类型电源类型 2021 装机容量装机容量（亿千瓦）（亿千瓦）2025E装机容量装机容量（亿千瓦）（亿千瓦）新增装机容量（亿新增装机容量（亿千瓦）千瓦）受阻系数受阻系数 新增可用装机容量新增可用装机容量（亿千瓦）（亿千瓦）核电 0.53 0.65 0.12 0.0%0.12 水电（不含抽蓄）3.55 3.77 0.22 10%（夏季）4

30、0%（冬季）0.20（夏季）0.13（冬季）风电 3.28 5.28 2.00 95.0%0.10 光伏 3.07 6.67 3.60 100.0%0.00 抽蓄 0.36 0.75 0.39 0.0%0.39 新型储能 0.04 0.30 0.26 0.0%0.26 合计 10.83 17.42 6.59 /1.07（夏季）1.00（冬季）数据来源：中电联，南方能源观察微信公众号，国泰君安证券研究 发挥发挥火火电调节能力是解决电调节能力是解决“十四五”“十四五”电力供需缺口的必经之路。电力供需缺口的必经之路。2022年1 月国家发改委、能源局关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见提

31、出：在电力安全保供的前提下，推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型。从电力平衡视角，由于核电及抽蓄等可控电源工期较长、新型储能成本仍处于较高水平，我们预计“十四五”期间发挥火电特别是煤电机组的调节能力仍是实现电力高峰期瞬时电力平衡最为现实可行的路径。“电量电价”电量电价”机制下煤电亏损严重。机制下煤电亏损严重。据中电联，2022 年前三季度全国煤电机组亏损总额接近 950 亿元，同期火电行业上市公司归母净利润仅 66亿元（含火电转型公司绿电业务利润）。我们测算 23 家火电及转型上市公司发布 2022 年业绩预告/快报（截至 23 年 1 月底）合计归母净利润-79.4 亿元，连续两年严

32、重亏损。针对煤电企业严重亏损的情况，中电联建议建立更多维度的上网电价形成机制，推进容量保障机制建设。行业深度研究行业深度研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 8 of 27 图图 1：火电行业盈利尚未恢复至正常水平火电行业盈利尚未恢复至正常水平 数据来源：Wind，国泰君安证券研究 经济性存疑经济性存疑，煤电投资意兴阑珊煤电投资意兴阑珊。在电力供需存在缺口的情况下，政策已逐步推动煤电核准加速。据北京大学能源研究院统计，2022 年新核准煤电装机容量达到 65 GW，是 2021 年核准规模的 3 倍。但在煤电投资经济性存疑的情况下，电力企业投资积极性较低，据南

33、方能源观察公众号，由于看淡煤电发展前景，部分电力企业投资煤电机组意愿相对并不强。现有现有“电量电价”电量电价”机制机制无法匹配无法匹配煤电煤电定位转变定位转变，亟需“，亟需“容量容量电价电价”激励”激励煤电煤电投资投资。在碳中和背景下，我们认为在煤电机组定位从基荷机组向调节性机组转变过程中，其利用小时数下降将是不可避免的确定性事件，我国传统的“纯电量电价”定价机制已无法保障煤电机组的合理利润率，亟需容量充裕性机制（容量电价）来保障其顺利向调节型电源转型。容量电价政策呼之欲出容量电价政策呼之欲出。2022 年 1 月 关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见提出完善电力应急保供机制，通过容量成

34、本回收机制-600-20000022SW火电单季度归母净利润（亿元）图图 2：2022 年火电投资完成额年火电投资完成额 909 亿元亿元 图图 3：近近 10 年火电年火电利用小时数整体呈下行趋势利用小时数整体呈下行趋势 数据来源：Wind，国泰君安证券研究 数据来源：Wind，国泰君安证券研究-40%-30%-20%-10%0%10%20%30%40%0200400600800020000

35、22火电投资金额（亿元）同比（%）40004200440046004800500052002000022火电利用小时数（小时）煤电利用小时数（小时）行业深度研究行业深度研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 9 of 27 等实现合理经济补偿。2022 年 11 月电力现货市场基本规则（征求意见稿）亦提出各地按照国家要求并结合电力市场发展情况和实际需要，探索建立市场化容量补偿机制。我们认为在当前完善电力保供机制及现货市场建设加速的时间节点，全国性容量电价机制政策出台已是呼之欲出。2.3.容量补偿机

36、制为我国容量电价最佳方式容量补偿机制为我国容量电价最佳方式 参考国外经验，典型的电力容量补偿机制主要包括：稀缺定价机制、容量市场机制、容量直接补偿机制。稀缺稀缺定定价需要价需要用户用户对电价有较强的承受能力，与我国现状不匹配。对电价有较强的承受能力，与我国现状不匹配。稀缺定价机制是指在电能量市场中设置上限极高的稀缺价格（不单独设立固定投资回收机制），发电企业通过在供应紧张时段的短时极高电价来回收投资成本。由于稀缺定价机制下电价完全由供需决定，可能造成用户侧电价波动较大。我国电价政策基调以稳定为主，我们认为稀缺定价机制潜在的用户高电价风险波动风险不适用于我国国情。图图 4：2021 年年 2 月

37、月 14 日日 19 时时美国德州电价最高达美国德州电价最高达 9000 美元美元/兆瓦时兆瓦时 数据来源：ERCOT 容量容量市场对电力市场发展程度要求较高，市场对电力市场发展程度要求较高，需要较完善的制度基础需要较完善的制度基础。容量市场机制是将机组可用装机容量作为交易标的，通过市场竞争形成容量补偿价格。容量市场机制的优势在于：1）容量市场的独立性能够避免电量市场价格短期波动对容量价格的影响；2）长交易周期可以有效指导电站进行长期容量投资规划。但其劣势在于交易机制复杂、运营要求高，且需要与较完整的电量市场相配合。目前我国电力市场改革仍处于初级阶段，我们认为现阶段尚无法满足建立容量市场的客观

38、条件。行业深度研究行业深度研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 10 of 27 容量容量补偿机制由补偿机制由监管机构预先监管机构预先直接直接对容量进行定价对容量进行定价补偿补偿。容量补偿机制一般是由政府或特定机构直接制定容量补偿价格，向提供容量的相关发电企业支付容量补偿费用以帮助其回收固定成本并获得合理投资收益，容量补偿费用一般由电力用户分摊。目前主要采用这种方式的地区包括智利及西班牙等国家。容量补偿机制更适用于我国电力市场容量补偿机制更适用于我国电力市场。我们认为容量补偿机制相对于其他两类容量价格机制更适用于我国国情：1）容量补偿机制实际实施简单易行，在我

39、国现行的电力市场制度下也能够迅速推广；2）容量补偿价格相对固定，不会引起用户侧电价的大幅波动，且监管机构的介入也能保证用户用电成本在社会可承担范围内。表表 7：各类发电容量充裕性保障机制比较各类发电容量充裕性保障机制比较 机制机制 类型类型 基本原理基本原理 政策评估政策评估 对电能量市场影响对电能量市场影响 适用条件适用条件 价格稳定性价格稳定性 发电投资引导发电投资引导 实施难易实施难易 稀缺 定价 单纯通过电能量市场发现电能稀缺价值，有效引导发电资源(含长期投资)优化配置 现货价格大幅波动；存在极高电价冲击 易陷入周期盈缺 机制简单；无需额外机制；市场力监管难 较少或无影响 市场机制健全

40、完善；电价扭曲少；规避价格风险的金融工具完善 容量 市场 将发电容量视为额外的电力商品，通过竞争市场发现价格，实现发电投资优化配置 价格较平稳 保障了发电充裕性；实际中容量需求由 SO 确定，易发生投资过度 机制较复杂：需建立规则复杂的容量市场；监管要求高 扭曲电能量价格；引起市场效率损失(可靠性期权可改善)；影响程度待实践评估 市场机制健全完善 容量 补偿 将发电容量视为额外的电力商品，按长期边际容量成本定价，引导发电投资优化 价格较平稳；有效抑制电能价格大范围波动 可抑制周期盈缺，因监管能力实际调控能力易欠过；易分类差别化调控；难反映容量供需动态平衡 机制较简单，需制定补贴量价标准；监管有

41、一定要求 扭曲电能量价格；引起市场效率损失 市场初期 数据来源：黄海涛等发电容量充裕性保障机制国际实践与启示，国泰君安证券研究 图图 5：美国得州稀缺定价机制交易结构美国得州稀缺定价机制交易结构 图图 6：美国美国 PJM 容量容量市场市场电价机制电价机制交易结构交易结构 数据来源：喻芸 电力市场环境下典型发电容量充裕性机制及对我国的启示 数据来源：喻芸电力市场环境下典型发电容量充裕性机制及对我国的启示 行业深度研究行业深度研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 11 of 27 3.市场认知误区二：容量补偿市场认知误区二：容量补偿机制机制仅为仅为电源侧电源侧“

42、存量“存量博弈”博弈”参考历史经验，参考历史经验，容量补偿容量补偿机制绝机制绝非电源侧“存量博弈”非电源侧“存量博弈”。部分市场投资者认为：煤电容量补偿机制即使出台，也是电源侧存量博弈，“羊毛出在羊身上”，成本无法向下游电力用户传导。我们认为未来我国煤电容量补偿机制必然将向下游用户传导（未理顺成本传导的容量补偿机制对促进投资、保障电力系统长期充裕度的作用十分有限）。3.1.煤电容量补偿加速推进，煤电容量补偿加速推进，费用将向下游传导费用将向下游传导 结合国内外容量补偿机制发展经验以及我国电力市场现状（具体内容详见 3.23.4 部分），我们预计未来我国煤电容量补偿机制或将呈现以下特点：煤电容量

43、补偿机制建设有望加速煤电容量补偿机制建设有望加速，费用向下游传导，费用向下游传导。1）从整体来看，我们预计电力供需趋紧背景下煤电容量补偿机制有望在全国范围内开展；2）从结构来看，电力供需紧缺及现货市场开展进程较快的省份更有动力开展煤电容量补偿；3）从费用收取来看，容量补偿费用将向下游用户传导。各省容量补偿金额或有明显差异各省容量补偿金额或有明显差异，标准确定后维持相对稳定，标准确定后维持相对稳定。在容量补偿金额方面，我们预计：1）由于不同省份电力市场特征及下游电价承受能力不同，不同省份间容量补偿标准将有明显差异；2）各省容量补偿标准初步确定后，将在中长期内维持相对稳定，以保障原有机组合理收益水

44、平并鼓励新增必要的煤电机组投资。图图 7：电规总院预测电规总院预测 2023 年年华中地区电力供需紧张华中地区电力供需紧张 数据来源：电规总院 表表 8：各省份电力交易现货市场建设情况各省份电力交易现货市场建设情况 试点批试点批次次 省份省份 现货市场发展情况现货市场发展情况 行业深度研究行业深度研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 12 of 27 第一批 广东 自 2021 年 11 月起连续结算运行超过 13 个月。蒙西 2019 年 6 月现货模拟试运行正式启动，2022 年 6 月 1 日启动新一轮现货市场连续结算试运行，是全国首个“单轨制”电力现货

45、市场。浙江 2019 年 5 月 30 日启动模拟试运行，2021 年 12 月 1 日，第五次结算试运行正式启动。山西 2022 年 3 月 31 日率先实现连续平稳试运行一周年。山东 截止 2022 年 10 月山东电力现货市场不间断长周期结算试运行 304 天。福建 2019 年 6 月启动试运行。2020 年 8 月 18 日福建电力现货市场正式转入不间断结算试运行。四川 2019 年 6 月启动模拟试运行。2022 年 1 月 4 日启动电力现货市场长周期连续结算试运行。甘肃 2020 年 4 月，甘肃成为全国率先完成为期一个月长周期结算试运行的省份。第二批 上海 2022 年 7

46、月 22 日至 7 月 28 日，上海电力现货市场首次模拟试运行，为期一周。江苏 2022 年 7 月 1 日至 7 日，江苏省顺利完成首次电力现货市场结算试运行，9 月 23-29 日江苏电力现货市场开展第二次结算试运行。安徽 2022 年 3 月 30 日模拟试运行正式启动，现货电能量主要包括日前市场和实时市场。辽宁 2022 年 6 月 20 日辽宁电力现货市场成功开展了第一次模拟试运行，9 月 22 日开展第二次模拟试运行 河南 2022 年 11 月 16 日至 23 日，河南电力现货市场完成第一次短周期调电（结算）试运行。湖北 2022 年 11 月 23 日湖北电力交易中心发布关

47、于开展现货市场第三次模拟试运行期间中长期合同曲线分解工作的通知。其他 陕西 2022 年 12 月 5 日首次模拟试运行。黑龙江 2022 年 10 月 28 日起开展了连续的验证系统运行。江西 2022 年 11 月 24 日开展模拟试运行。青海 2022 年 11 月青海省能源局发布电力现货配套细则。注：统计时点截至 2022 年 12 月 数据来源：各省政府官网、北极星电力网，国泰君安证券研究 结合各省对容量补偿机制的迫切程度、电力现货市场进度及下游承受能力等因素，我们推测：1）第一批现货试点部分省份（四川、浙江、广东、山东、福建、青海）；2）2023 年电力供需紧张省份（河北、湖南、重

48、庆、江西、安徽、云南）有望在煤电容量补偿机制建设中居于领先位置，相关省份煤电机组或有望率先受益。3.2.海外经验：智利海外经验：智利容量补偿机制容量补偿机制与现货市场同步建立与现货市场同步建立 智利容量补偿机制智利容量补偿机制与与电力现货市场电力现货市场同步建立同步建立。智利容量补偿机制起步较早，1982 年智利政府颁布Ley General de Servicios El ctricos从发电、传输、销售三个方面建立了全面的电力现货市场，在现货市场成立的同时配套容量补偿机制以满足电力市场发展。智利容量补偿机制保障顶峰电力供应。智利容量补偿机制保障顶峰电力供应。据 Galetovic Capa

49、city Payments in a Cost Based Wholesale Electricity Market:The Case of Chile：19892007年智利容量补偿费用在 610 美元/千瓦月区间，容量费用收入约占电力市场总收入的 17%。容量补偿机制下智利顶峰电力需求得到了较好的满足，19892007 年智利可用容量始终超出同期顶峰负荷电力需求（19892007 年智利平均可用容量超出顶峰负荷 3040%）。行业深度研究行业深度研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 13 of 27 图图 8：19892007 年智利容量补偿价格波动范围较

50、小年智利容量补偿价格波动范围较小 数据来源：GaletovicCapacity Payments in a Cost Based Wholesale Electricity Market:The Case of Chile 图图 9：19892007 年智利可用装机容量始终超出顶峰电力负荷年智利可用装机容量始终超出顶峰电力负荷（单位：兆瓦）（单位：兆瓦）数据来源：GaletovicCapacity Payments in a Cost Based Wholesale Electricity Market:The Case of Chile 容量补偿容量补偿机制有利于电力系统整体电价下行，煤电收

51、入增加机制有利于电力系统整体电价下行，煤电收入增加。Galetovi根据 1989-2008 年智利电力市场数据测算，包含容量补偿的电力交易市场相较于单一电量市场：1）电力系统年均总收入 22 亿美元，较单一电量市场+1.3%，其中煤电机组平均年收入上升；2）电力系统单位价格为0.0616 美元/千瓦时，较单一电量市场-18.2%，系统单位成本大幅下降；3）电力系统单位价格标准差 0.0621 美元/千瓦时，较单一电量市场-66.5%，电价波动性明显下降。行业深度研究行业深度研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 14 of 27 图图 10：带容量补偿电价体系

52、与单一电能量市场体系不同机组年均收入测算比较（单位：百万美元）带容量补偿电价体系与单一电能量市场体系不同机组年均收入测算比较（单位：百万美元）数据来源：GaletovicCapacity Payments in a Cost Based Wholesale Electricity Market:The Case of Chile 3.3.国内经验：国内经验：抽水蓄能抽水蓄能及部分及部分气电气电已建立已建立容量容量补偿机制补偿机制 3.3.1.气电容量补偿由各省自主确定，标准高低不一气电容量补偿由各省自主确定，标准高低不一 气电容量气电容量补偿补偿亦亦诞生诞生于于经营困难期经营困难期。我国由于天

53、然气资源较为匮乏，天然气价格长期偏高，气电机组由于燃料成本较高在纯电量电价市场中竞争力较弱。据王文飞等我国两部制电价制度对天然气发电企业盈利能力的影响，我国大部分地区燃气发电上网电价由各地价格主管部门确定，并报国家发展和改革委员会审批。2012 年在天然气价格居高不下的背景下，上海市首先推出两部制电价缓解燃气机组经营压力。表表 9：上海：上海历次容量电价变动情况历次容量电价变动情况 时间时间 政策政策 核心要点核心要点 2014 年 1 月 国家发展改革委关于疏导京津沪燃气电价矛盾的通知 容量电价保持每月每千瓦 45.83 元，电度电价调整为每千瓦时 0.534 元。2018 年 4 月 关于

54、完善本市天然气发电上网电价机制的通知 1、天然气调峰发电机组执行两部制电价，容量电价为每千瓦每月 44.24元，电量电价为每千瓦时 0.4983 元。2、天然气热电联产发电机组执行两部制电价，容量电价为每千瓦每月39.54 元，电量电价为每千瓦时 0.4983 元。3、投产未满五年的天然气热电联产机组给予五年的热用户培育期，自投产之日起容量电价逐年下降，满五年并轨。2019 年 7 月 关于优化调整本市天然气发电上网电价机制有关事项的通知 1、2019 年 9 月 1 日至 2020 年 8 月 31 日：天然气调峰机组容量电费调整为每千瓦每月 40.62 元；电量电费为每千瓦时 0.4892

55、 元。2、2020 年 9 月 1 日起天然气调峰机组容量电费调整为每千瓦每月 37.01元；电量电费为每千瓦时 0.4802 元。天然气热电联产发电机组（含小型背压式热电联产机组）执行两部制电价，容量电价调整为每千瓦每月36.50 元；电量电价按照阶梯式价格执行。行业深度研究行业深度研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 15 of 27 2022 年 11 月 关于我市开展气电价格联动调整有关事项的通知 调峰气电机组容量电价 37.01 元/月千瓦，热电联产机组（含小型背压式机组）容量电价 36.50 元/月千瓦。数据来源：上海市发改委，国泰君安证券研究 各

56、省容量电价各省容量电价自主确定，金额自主确定，金额差异较大。差异较大。截至 2023 年 2 月，我国已有上海、江苏、浙江等多省市实行气电容量电价，在一定程度上缓解了气电机组的经营压力。从各地区现有气电容量电价执行情况来看，纵向来看容量补偿金额一经确定后变动幅度较小，但横向对比各省份容量补偿金额有较大差异。表表 10：部分部分实施两部制电价实施两部制电价省份省份气电气电容量容量补偿补偿标准标准高低不一高低不一 地区 时间 政策文件 采用电价类型 容量电价（元/千瓦/年）江苏省 2018 年 11月 省物价局关于完善天然气发电上网电价管理的通知 容量电价 336 浙江省 2021 年 9 月 浙

57、江省发改委关于优化省天然气发电上网电价的通知 容量电价 9F、9E 机组 302.4 6F 机组 571.2 6B 机组 394.8 上海市 2022 年 11月 关于我市开展气电价格联动调整有关事项的通知 容量电价 调峰机组 444.12 热电联产机组 438 河南省 2019 年 4 月 关于规范天然气发电上网电价管理有关问题的通知 容量电价 420 山东省 2022 年 3 月 关于天然气发电价格政策有关事项的通知 容量电价 336 数据来源：山东、江苏、浙江、上海、河南发改委官网，国泰君安证券研究 3.3.2.抽蓄核定统一项目收益率抽蓄核定统一项目收益率，理顺成本传导机制，理顺成本传导

58、机制 2021 年年前前我国抽蓄价格政策我国抽蓄价格政策经历两经历两个阶段：个阶段：1）2014年之前抽蓄电站由电网统一运营或租赁运营，并未实行独立价格机制，其电价成本纳入电网购销价差中疏导；2）2014 年国家发改委关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知规定抽蓄实行两部制电价，但对抽水蓄能电站产生的费用如何疏导仍无明确规定，在一定程度上制约抽蓄电站发展。2021年年明确将抽水蓄能容量电费纳入输配电价回收明确将抽水蓄能容量电费纳入输配电价回收。2021年4月国家发改委关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见提出：1）抽水蓄能坚持两部制电价，其通过容量电价回收抽发运行成本外的其他成本并获

59、得合理收益，且该部分电费纳入输配电价回收；2）抽蓄电站投运后首次核定临时容量电价，在经成本调查后（资金内部收益率 6.5%、40 年回收期）核定正式容量电价，并随省级电网输配电价监管周期同步调整。行业深度研究行业深度研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 16 of 27 表表 11：抽蓄容量电价政策发展历程抽蓄容量电价政策发展历程 时间时间 政策政策 主要内容主要内容 2004 年 关于抽水蓄能电站建设管理有关问题的通知 抽水蓄能电站原则上由电网经营企业建设和管理，其建设和运行成本纳入电网运行费用统一核定。2007 年 关于桐柏、泰安抽水蓄能电站电价问题的通知

60、 发改能源200471 号文下发后审批的抽水蓄能电站，由电网经营企业全资建设，不再核定电价，其成本纳入当地电网运行费用统一核定；发改能源200471 号文件下发前审批但未定价的抽水蓄能电站，作为遗留问题由电网企业租赁经营，租赁费由国务院价格主管部门按照补偿固定成本和合理收益的原则核定。2014 年 关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知 1）规定抽水蓄能电站价格机制：电力市场形成前，抽水蓄能电站实行两部制电价。电价按照合理成本加准许收益的原则核定。其中，成本包括建设成本和运行成本；准许收益按无风险收益率（长期国债利率）加 1%3%的风险收益率核定。2）规定了抽水蓄能电站费用回收方式，电

61、力市场化前，抽水蓄能电站容量电费和抽发损耗纳入当地省级电网（或区域电网）运行费用统一核算，并作为销售电价调整因素统筹考虑。2019 年 输配电定价成本监审办法 抽水蓄能电站列为与输配电业务无关的费用，规定不得计入输配电定价成本。2021 年 国家发展改革委关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见 抽水蓄能两部制电价政策：以竞争性方式形成电量电价+完善容量电价核定机制，并将容量电价纳入输配电价回收：1）在成本调查基础上，对标行业先进水平合理确定核价参数，按照经营期定价法核定抽水蓄能容量电价，并随省级电网输配电价监管周期同步调整。2）政府核定的抽水蓄能容量电价对应的容量电费由电网企业支付，纳入省级

62、电网输配电价回收。与输配电价核价周期保持衔接，在核定省级电网输配电价时统筹考虑未来三年新投产抽水蓄能电站容量电费。数据来源：国家发改委，国泰君安证券研究 3.4.部分省份部分省份尝试煤电尝试煤电容量补偿容量补偿机制，均向下游传导成本机制，均向下游传导成本 在煤电容量补偿机制方面，已有山东、云南等部分省份尝试开展不同类型的煤电容量补偿机制。山东山东为全国为全国首个单独规定燃煤机组容量电价的省份。首个单独规定燃煤机组容量电价的省份。2019年6月山东省首次开展电力现货交易试运行，由于在试运行阶段发现参与启停的火电机组固定成本无法回收，2020 年 4 月山东省发改委 关于电力现货市场燃煤机组试行容

63、量补偿电价有关事项的通知(征求意见稿)首次提出：在容量市场运行之前，参与电力现货市场的燃煤发电机组试行容量补偿电价，容量补偿电价标准暂定为 0.0991 元/千瓦时。表表 12：山东省容量补偿政策发展历程山东省容量补偿政策发展历程 部门部门 时间时间 文件文件 主要内容主要内容 省发改委 2020 年 4 月 关于电力现货市场容量补偿电价有关事项的通知 山东容量市场运行前，参与电力现货市场的燃煤发电机组试行容量补偿电价，容量补偿电价标准暂定为每千瓦时 0.0991元。省发改委 2020 年 6 月 山东省电力现货市场交易规则(试行)1）综合考虑发电机组类型、投产年限、可用状态等因素,以容量补偿

64、方式补偿发电机组固定成本，并明确可用容量的计算方式；2）发电容量补偿费用按照省发展改革委核定的容量补偿电价（元/度）向用户侧收取，每月结算一次。行业深度研究行业深度研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 17 of 27 省发改委 2022 年 3 月 关于电力现货市场容量补偿电价有关事项的通知 在保持容量补偿费用总体水平基本稳定的基础上，根据山东电力系统用电负荷或净负荷特性变化，参考现货电能量市场分时电价信号，研究探索基于峰荷责任法的容量补偿电价收取方式。省发改委 2022 年 7 月 关于进一步做好 2022 年下半年山东省电力现货市场结算试运行工作有关事项

65、的通知 新增可调节负荷分时零售套餐和峰谷系数，峰系数 150%-200%，谷系数 0-50%。山东电力交易中心 2022 年 11 月 关于发布 2023 年容量补偿分时峰谷系数及执行时段的公告 完成 2023 年不同季节容量补偿分时峰谷系数 K1、K2 取值及执行时段测算，并引入深谷和尖峰系数及执行时段。规定谷系数 0.3，深谷系数 0.1，峰系数 1.7，尖峰系数 2.0 数据来源：山东省政府官网、山东电力交易中心，国泰君安证券研究 山东省山东省明确明确容量容量补偿补偿费用向用户侧收取费用向用户侧收取。2020年6月 山东省电力现货市场交易规则(试行)提出：1）综合考虑发电机组类型、投产年

66、限、可用状态等因素,以容量补偿方式补偿发电机组固定成本，并明确可用容量的计算方式；2）发电容量补偿费用按照省发展改革委核定的容量补偿电价（元/度）向用户侧收取，每月结算一次。图图 11：山东容量山东容量补偿机制补偿机制运行运行模式模式 数据来源：山东省发改委、北极星电力网，国泰君安证券研究 引入深谷引入深谷/尖峰系数，拉大各时段补贴水平尖峰系数，拉大各时段补贴水平。2022 年 3 月山东省发改委关于电力现货市场容量补偿电价有关事项的通知提出研究探索基于峰荷责任法的容量补偿电价收取方式。随后山东省于 2022 年 7 月发文引入容量补偿电价峰谷系数、2022 年 11 月发文引入深谷/尖峰系数

67、，拉大峰谷价差。根据现行容量补偿制度，我们测算山东省不同季节不同时段容量补偿电价约在 9.91 198.2 元/兆瓦时区间。山东容量电费运行机理山东容量电费运行机理收支市场化交易电量（含电网代理）电量乘以电价，形成资金池发电侧主体（暂不含外电、核电）直调火电：月度可用容量=(机组额定容量-执行政府定价部分)机组月度可用小时数/当月总小时数公用、自备小火电：运行日负荷高峰时段的电厂实际出力风光：月度市场化有效发电容量独立储能：日可用容量=（储能电站核定充电容量/2）K/24电价固定电价：0.0991元/千瓦时分时系数法，规定不同季节不同时段的峰谷系数（总量不变）日清月结 行业深度研究行业深度研究

68、 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 18 of 27 图图 12：山东容量补偿山东容量补偿电价电价引入深谷引入深谷/尖峰系数尖峰系数后峰谷价差再度拉大后峰谷价差再度拉大 数据来源：山东电力交易中心，国泰君安证券研究 青海向现货市场用户收取容量补偿电费青海向现货市场用户收取容量补偿电费。2022年11月青海省发改委 青海电力现货市场容量补偿实施细则（初稿）规定：1）每年容量补偿电价根据前一年的系统年度总容量成本和市场用户年度总用电量测算；2）对参与电力市场的用户实际用电量收取容量补偿电费；3）容量补偿对象为直接参与青海电力现货市场竞价的火电机组、新能源场站和储能电

69、站。云南设立燃煤发电调节容量市场云南设立燃煤发电调节容量市场，按照电源按照电源及及用户需求分摊调节容量成用户需求分摊调节容量成本本。2022 年 12 月云南省发改委印发云南省燃煤发电市场化改革实施方案（试行），提出：1）设立燃煤发电调节容量市场以及通过电力成本分担机制对燃煤发电企业成本进行合理补偿；2）试行期煤电参与规模为合格煤电机组（褐煤发电暂不参与）装机的 40%，调节容量价格为基准（220 元/千瓦年）+浮动（30%区间内）；3）按照电源、用户的需求分摊调节容量成本。表表 13：部分省份陆续出台部分省份陆续出台煤电煤电容量补偿容量补偿有有关政策关政策 日期日期 省份省份 政策政策 主要

70、内容主要内容 2022 年 3 月 山东 关于电力现货市场容量补偿电价有关事项的通知 山东容量市场运行前，参与电力现货市场的发电机组容量补偿费用从用户侧收取，电价标准暂定为每千瓦时 0.0991 元（含税）。补偿机组范围、补偿费用收取（支付）方式等根据山东省电力现货市场交易规则（试行）等规定执行。2022 年 9月 甘肃 甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则（征求意见稿）建立调峰容量市场交易，针对火电机组灵活性改造成本和电网侧储能的投资建设成本，按调节能力（容量）进行竞价获取补偿的交易：1）将火电调峰电量补偿调整为容量补偿，火电机组调峰收益确定性增强；2）将不同出力区间火电调峰机组的补偿标准划分

71、从 5 挡扩展为 9 档，且拉大补偿标准差值。2022 年 11 月 青海 青海电力现货市场容量补偿实施细则（初稿）1）容量补偿对象为直接参与青海电力现货市场竞价的火电机组、新能源（风电、光伏）场站和储能电站。0500春（2-5月）夏（6-8月）秋（9-11月）冬（12-1月）行业深度研究行业深度研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 19 of 27 2）容量补偿是指按照容量补偿电价按月向批发市场用户（含售电公司和批发用户）、电网企业代理购电用户收取容量电费，并根据市场机组补偿容量占市场机组总补偿容量比例补偿给各机组。3）市场用户容量补偿

72、电价根据青海电力市场化机组投资建设成本及市场运行情况测算，经青海电力市场管委会审议通过后，由青海省发展和改革委员会负责核定后执行，每年调整一次。2022 年 12 月 云南 云南省燃煤发电市场化改革实施方案（试行）设立燃煤发电调节容量市场以及通过电力成本分担机制对燃煤发电企业成本进行合理补偿。煤电最大最小出力间的可调节空间参与调节容量市场交易，试行期煤电参与规模为合格煤电机组（褐煤发电暂不参与）装机的40%；调节容量价格为基准（220 元/千瓦 年）+浮动（30%区间内）数据来源：各省政府官网、北极星电力网，国泰君安证券研究 行业深度研究行业深度研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读

73、正文之后的免责条款部分 20 of 27 4.市场认知误区三：市场认知误区三：仅关注煤电机组回报率提升仅关注煤电机组回报率提升幅度幅度 投资者对容量补偿能否大幅改善煤电机组收益率存在分歧。投资者对容量补偿能否大幅改善煤电机组收益率存在分歧。市场对煤电容量补偿金额能否大幅改善煤电机组收益率存在分歧，部分悲观投资者认为下游用户能够承受的容量补偿电价较低，煤电机组实际能够拿到的容量补偿金额较低（对 ROE 改善作用亦微乎其微）；部分乐观投资者则认为容量补偿机制能够大幅提升火电 ROE 水平。更应关注更应关注 ROE稳定性提升下稳定性提升下煤电资产的煤电资产的价值重估机会。价值重估机会。我们认为对容量

74、补偿金额过度乐观/悲观均不可取，与其关注容量补偿机制对煤电机组盈利绝对水平的提升究竟有多大（确定性低），不如更关注容量补偿机制对煤电机组盈利稳定性的优化作用（确定性高）。我们认为：1）多数省份下游能够承受的理论容量补偿上限可覆盖煤电固定成本；2）煤电作为公用事业，容量补偿机制出台后其 ROE 水平并不会大幅提升，但 ROE稳定性将显著增强；3）参考历史复盘经验，煤电资产 ROE 稳定性增强后二级市场估值水平有望抬升。4.1.多数多数省份省份理论容量补偿上限可理论容量补偿上限可覆盖煤电固定成本覆盖煤电固定成本 4.1.1.煤电机组所需容量补偿金额测算煤电机组所需容量补偿金额测算 煤电煤电固定固定

75、成本成本对应容量补偿测算：对应容量补偿测算：我们测算典型煤电机组在单位造价3500 元/千瓦、折旧年限 20 年、资本金比例 30%、综合融资成本 3.5%、利用小时数 4000、点火价差为 0 的情况下，若使煤电机组满足0%/3.5%/4.9%/6.5%的资本金 IRR 情况下，单位煤电容量补偿需约406/470/500/531 元/千瓦年。山东容量补偿金额基本能够覆盖煤电固定成本。山东容量补偿金额基本能够覆盖煤电固定成本。现行山东容量补偿电价0.0991 元/千瓦时（暂不考虑峰谷价差系数），我们假设未来山东省电力市场建设成熟后：1）全社会用电量中 70%电量参与市场化交易需支付容量补偿电费

76、；2）电源端所有煤电机组均可获得容量补贴，且煤电可用容量占全部机组可用容量的 90%。根据假设条件我们测算山东省煤电机组可获得容量补偿金额约为 400 元/千瓦年，我们认为山东省现行容量补偿机制基本能够覆盖煤电机组固定成本。400500元元/千瓦千瓦 年或为各省煤电容量补偿上限。年或为各省煤电容量补偿上限。我们认为由于煤电机组不是清洁电源，在进行容量补偿金额测算时难以获得类似抽水蓄能电站的高资本金内部收益率（6.5%），我们参考已有气电补偿标准及山东省现行煤电容量补偿水平，预计在不考虑下游承受能力的情况下，各省煤电容量补偿金额理论上限约为 400500 元/千瓦年（对应资本金 IRR 04.9

77、%）左右。4.1.2.下游下游电力用户容量电价承受能力测算电力用户容量电价承受能力测算 我们测算我们测算 各省容量补偿承受各省容量补偿承受上限上限在在 0.060.14元元/千瓦时区间千瓦时区间。除考虑煤 行业深度研究行业深度研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 21 of 27 电机组需要多少容量补偿外，由于电力下游用户几乎涉及所有的经济主体，因此我们还需考虑下游用户对容量电价的承受能力。我们以山东省容量补偿电价占电网代理购电价格比例作为下游用户可承受上限，则各省对于容量补偿的承受能力在 0.060.14 元/千瓦时区间。图图 13：我们测算我们测算不同省份

78、能够承受的容量补偿价格差异较大不同省份能够承受的容量补偿价格差异较大 数据来源：国泰君安证券研究 大部分省份能够承受大部分省份能够承受可以可以覆盖煤电覆盖煤电机组机组固定成本固定成本的容量补偿价格的容量补偿价格。参考山东省情况，我们同样粗略估计各省份：1）全社会用电量中 70%电量参与市场化交易需支付容量补偿电费；2）电源端所有煤电机组均可获得容量补贴，且煤电可用容量占全部机组可用容量的 90%。则各省煤电机组能够得到的单位容量补偿在 1801200 元/千瓦年区间，全国大部分省份能够承受覆盖煤电固定成本的容量补偿价格上限。图图 14：我们测算我们测算大部分省份能够承受覆盖燃煤机组固定投资成本

79、的容量补偿电价大部分省份能够承受覆盖燃煤机组固定投资成本的容量补偿电价 数据来源：国泰君安证券研究 0.060.080.100.120.140.16上海湖南广东湖北重庆海南浙江江西河南天津江苏陕西安徽贵州福建山西四川吉林黑龙江北京辽宁广西山东河北甘肃蒙西宁夏蒙东云南新疆青海市场用户支付容量补偿电价上限（元/千瓦时）02004006008000四川青海北京浙江湖南重庆广东上海湖北福建云南江西河北江苏辽宁海南广西河南天津山东安徽甘肃吉林黑龙江陕西贵州山西新疆内蒙古宁夏单位装机容量补偿上限（元/千瓦 年）行业深度研究行业深度研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之

80、后的免责条款部分 22 of 27 4.2.容量补偿优化商业模式，煤电盈利波动弱化容量补偿优化商业模式，煤电盈利波动弱化 苦于燃料成本波动，历史煤电企业盈利大幅波动。苦于燃料成本波动，历史煤电企业盈利大幅波动。我们认为过去 20 年煤电股盈利大幅波动的核心原因在于：1）“市场煤-计划电”体系下煤电收入端电价波动性弱于成本端煤价波动性，导致行业盈利情况基本围绕煤价大幅波动；2）煤炭作为不受电力企业控制的外部生产要素，煤电企业只能作为煤价波动的被动接受者；3）煤电企业难以准确预期未来煤价变化，其投资机组的真实盈利情况往往相比可研存在显著差异，进而导致高额减值频繁发生。图图 15：火电盈利的周期性波

81、动，煤：火电盈利的周期性波动，煤电顶牛明显电顶牛明显 数据来源：Wind，国泰君安证券研究 容量补偿收入较为固定，容量补偿收入较为固定，优化煤电商业模式优化煤电商业模式。我们认为煤电容量补偿机制出台后将弱化煤电企业 ROE 波动：1）煤电机组固定投资成本通过容量补偿机制收回，电量电价收益只需覆盖燃料成本、人工成本及财务费用等即可实现盈利（无需覆盖折旧成本）；2）参考国内外容量补偿政策实施经验，容量补偿标准出台后金额往往相对固定，煤电企业收入可预期性 亦大幅提升；3）煤电向调节型电源转变后，利用小时数下降将带动-10%-5%0%5%10%15%20%25%30%20002001200220032

82、00420052006200720082009200001920202021SW火电扣非ROE（%）SW煤炭扣非ROE（%）-10%0%10%20%30%40%20002000420052006200720082009200001920202021SW火电毛利率（%）SW火电净利率（%）行业深度研究行业深度研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 23 of 27 单位装机耗煤量下降，机组盈利对煤价波动的敏感度将

83、大幅降低。我们基于典型煤电机组 ROE 的敏感性测算表明：容量补偿价格每上涨50 元/千瓦年，煤电机组 ROE 提升约 3.6 ppts；点火价差每增加 0.01元/千瓦时，煤电机组 ROE 提升约 2.7 ppts。表表 14：煤电机组煤电机组 ROE敏感性分析敏感性分析 敏感性分析敏感性分析 点火价差（元点火价差（元/千瓦时）千瓦时）0.00 0.01 0.02 0.03 0.04 0.05 容量补偿容量补偿（元（元/千千瓦瓦年）年）200-13.8%-11.1%-8.4%-5.7%-3.0%-0.3%250-10.3%-7.6%-4.8%-2.1%0.6%3.3%300-6.7%-4.0

84、%-1.3%1.4%4.2%6.9%350-3.1%-0.4%2.3%5.0%7.7%10.4%400 0.4%3.2%5.9%8.6%11.3%14.0%450 4.0%6.7%9.4%12.2%14.9%17.6%500 7.6%10.3%13.0%15.7%18.4%21.2%注：建造成本假设 3500 元/千瓦，融资比例为 30%，融资成本为 3.5%，利用小时数为 4000 小时 数据来源：国泰君安证券研究 商业模式优化，商业模式优化，煤电煤电 ROE维持稳定维持稳定。随着煤-电产业链区间对区间的价格机制建立以及容量补偿相关机制后续有望逐步落地，我们预计煤电盈利对于燃料价格波动的敏感

85、性在逐步减弱。我们认为未来煤电机组利润中枢将稳定至合理水平（难以恢复至20142015年行业ROE高点，810%或为煤电 ROE 合理水平，但 ROE 波动性将大幅减弱），为行业能源转型提供支撑调节能力及稳定现金流。4.3.ROE 稳定性增强后稳定性增强后煤煤电电有望迎来价值重估有望迎来价值重估 ROE波动性降低将抬升波动性降低将抬升煤电煤电业务整体业务整体估值估值。从DDM估值模型出发，公司盈利稳定性提升后，即使我们假设其分子端分红水平绝对值无变化，但市场对 DDM 分母端风险溢价要求降低将拉动公司股价上行。我们通过复盘其他 ROE 稳定性提升（均值并未提升）的行业及电力龙头公司长江电力的相

86、对估值走势，发现 ROE 稳定性增强后均能带动行业（公司）PB相对万得全 A 估值提升。图图 16：DDM 定价模型下股价影响因素定价模型下股价影响因素 数据来源：国泰君安证券研究 股价股价P基本面预期基本面预期近端盈利预期近端盈利预期远端成长预期远端成长预期风险溢风险溢价价风险评价风险评价风险偏好风险偏好无风险无风险利率利率 行业深度研究行业深度研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 24 of 27 长江电力长江电力 ROE波动减弱拉动估值系统性提升波动减弱拉动估值系统性提升。复盘长江电力 ROE 走势，其 20032021 年 ROE 均值为 13.9%，

87、整体并无趋势性抬升倾向。2010 年前长江电力相对万得全 A PB随 ROE 波动而宽幅震荡。2010 年后长江电力 ROE 波动性减弱拉动其相对估值系统性上行并稳定在较高水平（即使 20162019 年 ROE 冲高向均值回落期间，相对估值仍保持上行趋势）。复盘其他行业，亦能发现行业相对估值随复盘其他行业，亦能发现行业相对估值随 ROE稳定性提升而上行稳定性提升而上行。复盘其他 ROE 稳定性提升的申万三级行业相对估值走势，亦能发现相似规律。涂料油墨行业 2012 年后 ROE 明显趋稳，拉动 20122016 年涂料油墨行业相对估值单边上行；轮胎轮毂行业 2010 年 ROE 趋稳，其相对

88、估值均值从 0.78（20042010 年均值）提升至 1.25（2013 年至今均值）。图图 17：长江长江电力电力 2010 年后年后 ROE稳定性提升稳定性提升 图图 18：长江电力长江电力 2010 年后相对估值系统性提升年后相对估值系统性提升 数据来源：Wind，国泰君安证券研究 注：长江电力相对 PB=长江电力 PB/万得全 A PB 数据来源：Wind，国泰君安证券研究 图图 19：涂料油墨行业涂料油墨行业 2012 年后年后 ROE趋稳趋稳 图图 20：涂料油墨行业涂料油墨行业 2012 年后相对估值系统性提升年后相对估值系统性提升 数据来源：Wind，国泰君安证券研究 注：涂

89、料油墨行业相对 PB=SW 涂料油墨 PB/万得全 A PB 数据来源：Wind，国泰君安证券研究 0%4%8%12%16%20%2003200420052006200720082009200001920202021ROE均值0.00.51.01.52.02.5200420052006200720082009200000222023长江电力相对PB区间大幅震荡区间大幅震荡-3%0%3%6%9%12%15%18%2004200520062007

90、20082009200001920202021SW涂料油墨ROE均值0.00.51.01.52.02.53.03.5200420052006200720082009200000222023SW涂料油墨相对估值 行业深度研究行业深度研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 25 of 27 图图 21：轮胎轮毂行业轮胎轮毂行业 2010 年后年后 ROE稳定性提升稳定性提升 图图 22：轮胎轮毂行业轮胎轮毂行业 2

91、010 年后相对估值系统性提升年后相对估值系统性提升 数据来源：Wind，国泰君安证券研究 注：轮胎轮毂行业相对 PB=SW 轮胎轮毂 PB/万得全 A PB 数据来源：Wind，国泰君安证券研究-10%-5%0%5%10%15%20%25%200420052006200720082009200001920202021SW轮胎轮毂ROE均值0.00.40.81.21.62.02004200520062007200820092000002220

92、23SW轮胎轮毂相对估值20042010年相年相对对PB均值均值0.78倍倍2013年至今相对年至今相对PB均值均值1.25倍倍 行业深度研究行业深度研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 26 of 27 5.风险提示风险提示（1）新能源装机进度低于预期：）新能源装机进度低于预期：新能源是火电及转型公司核心扩张方向，新能源装机若受到政策、市场环境、产业环境等因素影响，可能导致公司成长性不及预期。（2）上网电价低于预期上网电价低于预期：电力公司盈利对上网电价较敏感，上网电价若后续低于预期，将显著影响行业内公司发电业务利润。（3）煤价涨幅超煤价涨幅超预期：预期：煤

93、价若持续上涨或维持更高水平，可能影响火电行业现金流及盈利情况。（4）电力市场化推进电力市场化推进低于预期：低于预期：电力市场化进程若低于预期，电力行业经营压力难以疏导，将影响行业内公司盈利及增长动力。行业深度研究行业深度研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 27 of 27 本公司具有中国证监会核准本公司具有中国证监会核准的证券投资的证券投资咨询咨询业务资格业务资格 分析师声明分析师声明 作者具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格或相当的专业胜任能力，保证报告所采用的数据均来自合规渠道，分析逻辑基于作者的职业理解，本报告清晰准确地反映了作者的研究观点，力

94、求独立、客观和公正，结论不受任何第三方的授意或影响，特此声明。免责声明免责声明 本报告仅供国泰君安证券股份有限公司（以下简称“本公司”）的客户使用。本公司不会因接收人收到本报告而视其为本公司的当然客户。本报告仅在相关法律许可的情况下发放，并仅为提供信息而发放，概不构成任何广告。本报告的信息来源于已公开的资料，本公司对该等信息的准确性、完整性或可靠性不作任何保证。本报告所载的资料、意见及推测仅反映本公司于发布本报告当日的判断，本报告所指的证券或投资标的的价格、价值及投资收入可升可跌。过往表现不应作为日后的表现依据。在不同时期，本公司可发出与本报告所载资料、意见及推测不一致的报告。本公司不保证本报

95、告所含信息保持在最新状态。同时，本公司对本报告所含信息可在不发出通知的情形下做出修改，投资者应当自行关注相应的更新或修改。本报告中所指的投资及服务可能不适合个别客户，不构成客户私人咨询建议。在任何情况下，本报告中的信息或所表述的意见均不构成对任何人的投资建议。在任何情况下，本公司、本公司员工或者关联机构不承诺投资者一定获利，不与投资者分享投资收益，也不对任何人因使用本报告中的任何内容所引致的任何损失负任何责任。投资者务必注意，其据此做出的任何投资决策与本公司、本公司员工或者关联机构无关。本公司利用信息隔离墙控制内部一个或多个领域、部门或关联机构之间的信息流动。因此，投资者应注意，在法律许可的情

96、况下，本公司及其所属关联机构可能会持有报告中提到的公司所发行的证券或期权并进行证券或期权交易，也可能为这些公司提供或者争取提供投资银行、财务顾问或者金融产品等相关服务。在法律许可的情况下，本公司的员工可能担任本报告所提到的公司的董事。市场有风险，投资需谨慎。投资者不应将本报告作为作出投资决策的唯一参考因素，亦不应认为本报告可以取代自己的判断。在决定投资前，如有需要，投资者务必向专业人士咨询并谨慎决策。本报告版权仅为本公司所有，未经书面许可，任何机构和个人不得以任何形式翻版、复制、发表或引用。如征得本公司同意进行引用、刊发的，需在允许的范围内使用，并注明出处为“国泰君安证券研究”，且不得对本报告

97、进行任何有悖原意的引用、删节和修改。若本公司以外的其他机构（以下简称“该机构”）发送本报告，则由该机构独自为此发送行为负责。通过此途径获得本报告的投资者应自行联系该机构以要求获悉更详细信息或进而交易本报告中提及的证券。本报告不构成本公司向该机构之客户提供的投资建议，本公司、本公司员工或者关联机构亦不为该机构之客户因使用本报告或报告所载内容引起的任何损失承担任何责任。评级说明评级说明 评级评级 说明说明 1.1.投资建议的比较标准投资建议的比较标准 投资评级分为股票评级和行业评级。以报告发布后的12个月内的市场表现为比较标准，报告发布日后的 12 个月内的公司股价（或行业指数）的涨跌幅相对同期的

98、沪深 300 指数涨跌幅为基准。股票投资评级股票投资评级 增持 相对沪深 300 指数涨幅 15%以上 谨慎增持 相对沪深 300 指数涨幅介于 5%15%之间 中性 相对沪深 300 指数涨幅介于-5%5%减持 相对沪深 300 指数下跌 5%以上 2.2.投资建议的评级标准投资建议的评级标准 报告发布日后的 12 个月内的公司股价（或行业指数）的涨跌幅相对同期的沪深300指数的涨跌幅。行业投资评级行业投资评级 增持 明显强于沪深 300 指数 中性 基本与沪深 300 指数持平 减持 明显弱于沪深 300 指数 国泰君安证券研究国泰君安证券研究所所 上海上海 深圳深圳 北京北京 地址 上海市静安区新闸路 669 号博华广场 20 层 深圳市福田区益田路 6003 号荣超商务中心 B 栋 27 层 北京市西城区金融大街甲 9 号 金融街中心南楼 18 层 邮编 200041 518026 100032 电话（021）38676666（0755）23976888（010）83939888 E-mail：