【国盛电力投资】容量电价机制建立，变革煤电盈利模式
煤电两部制电价机制建立，盈利模式迎变革。2023年11月8日，国家发改委、能源局发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》，决定自2024年1月1日起，在全国建立煤电容量电价机制，现行煤电单一制电价调整为两部制电价，体现煤电对电力系统的支撑调节价值。
回收比例基于各地转型进度，未来逐步提升回收比例。《通知》适用于全国合规在运的公用煤电机组，容量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本（每年330元/千瓦）的方式确定。2024～2025年多数地方为30%左右，执行省级电网为26个，包括北京、上海、江苏、浙江、山东、广东、天津、河北、山西等，价格约为每年100元/千瓦。部分煤电转型较快区域回收比例为50%左右，执行省级电网为7个，包括河南、湖南、重庆、四川、青海、云南、广西，价格约为每年165元/千瓦。2026年起，各地容量电价回收固定成本比例提升至不低于50%，云南、四川等煤电转型较快地方比例提升至不低于70%。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，居民和农业用户用电仍执行现行目录销售电价政策。
测算2024/2026年容量电价市场空间分别为1330/2200亿元，度电分摊分别为2/4分。截至2022年，全国火电装机容量为13.3亿千瓦。若容量电价均按100元/千瓦，以2022年我国火电发电量5.85万亿千瓦时计算，对应2024年容量电价市场空间为1330亿元，对应每度电分摊为2分。至2026年，假设回收固定成本比例各电网均提升至50%且机组装机容量保持不变，对应市场空间超过2000亿元，每度电分摊为4分，有望显著提升火电企业盈利能力（2022年五家典型火电上市企业平均度电利润为-1分，如图表1）。
煤电定位转变，容量价值凸显。我国新型电力系统构建过程中迫切需要煤电更好发挥基础性支撑调节作用，作为压舱石稳定出力。当前由于政策大力支持清洁能源优先并网消纳，导致部分煤电机组容量利用率、项目收益率持续下降。我们认为本次改革通过容量电价回收部分固定成本，将提振煤电盈利稳定性，提升煤电投资意愿，保障电力系统运行安全，为承载更大规模新能源发展提供有力支撑。
投资建议：容量电价推行有望大幅提升火电中长期经营稳定性，并为部分火电企业带来显著短期业绩弹性（如图表2测算），驱动火电板块估值重塑。推荐关注火电央企龙头华电国际、华能国际、大唐发电、国电电力，有望展现较强业绩弹性的区域火电运营商豫能控股、华银电力、乐山电力等。
风险提示：政策执行不及预期、测算误差风险等。