容量电价落地有望，火电长期价值重估在即华福低碳研究火电专题报告证券分析师：汪磊执业证书编号：S0740521070002研究助理：陈若西证券研究报告行业评级强于大市2023年9月21日请务必阅读报告末页的重要声明投资要点➢多省探索容量电价相关政策，促成本回收保电力系统安全。为应对风电、光伏等电源随机性、波动性、间歇性的出力特征，多省开始探索容量电价相关政策，以此来促进火电成本回收，进而保障电力系统安全。其中，山东首创容量补偿，建立了基于峰荷责任法的容量补偿电价，以引导灵活性调节资源预留调节及备用容量，助力容量成本回收。而云南省发改委于2022年底发布了燃煤发电市场化改革实施方案（试行），意在提高省内火电新建和灵活性改造积极性。➢调峰容量补偿可观，推动灵活性改造成本回收。近年来我国辅助服务费用随新能源装机快速增加，其中调峰费用绝对值和占比均大幅上涨，从补偿费用流向看，火电为绝对主力。目前各地基本已确立调峰补偿的电量补偿机制，且为激励火电改造、挖掘调峰潜力，调峰容量补偿机制逐步确立。据测算，若电量补偿水平为0.4元/kWh，无容量补偿时600MW机组每日调峰1h可增加年税前利润42万元，而叠加容量补偿后年税前利润可增长至460万元，利润增厚效果明显。➢容量电价政策落地有望，火电企业迎来价值重估。维持充裕的火电机组对于电力稳定供应尤为重要，容量电价作为以固定成本为依据的补偿政策，能够直接补偿火电机组固定成本投资带来的企业收益下降，进而成为促进企业自主建设火电机组并进行灵活性改造的突破口。假设火电机组固定成本的补偿比例在30~50%之间，理论上火电机组容量电价的市场空间能达到1109~1848亿元，➢投资建议：火电已由单一的发电型电源向着基础保障性和系统调节型电源并重转型，当前辅助服务市场逐渐完善，容量电价政策落地有望，利好火电企业价值重估，建议重点关注装机规模居前的华能国际、华电国际、国电电力、大唐发电，以及火电灵活性改造标的青达环保、华光环能。➢风险提示：火电灵活性改造项目推进不及预期、政策落地速度不及预期、政策支持力度不及预期、辅助服务市场发展不及预期、市场竞争加剧、研究报告中使用的公开资料可能存在信息滞后或更新不及时的风险2目录3◼多省探索容量电价相关政策，促成本回收保电力系统安全◼调峰容量补偿可观，推动灵活性改造成本回收◼容量电价政策落地有望，火电企业迎来价值重估◼相关标的◼风险提示➢随机性、波动性、间歇性的出力特征带来稳定性挑战，多省出台容量电价相关政策。水电、风电和光伏这类电源易受自然条件约束，来水少水电出力易下降；风力大小和光照强度等会影响风光出力水平。山东光伏装机较多，2023年5月由于节假日等原因供需倒挂，电力现货市场出现连续22h的负电价，火电无法覆盖成本。此外高温酷暑天气也给水电大省带来保供挑战。山东、云南等地出台容量电价，回收一定比例固定成本，提高火电企业积极性。4图表：山东市场5月2日日前市场用电侧价格资料来源：每经网，国际能源网，华福证券研究所图表：2022年全国各省电力装机排名多省出台容量电价相关政策，回收一定比例固定成本提高企业积极性排名总装机水电火电风电光伏核电1山东四川山东内蒙古山东广东2广东云南广东河北河北福建3内蒙古湖北内蒙古新疆浙江浙江4江苏贵州江苏山西江苏辽宁5河北广东山西山东河南江苏图表：山东市场5月1日实时市场用电侧价格➢首创容量补偿，建立基于峰荷责任法的容量补偿电价。22年山东火电、光伏装机容量位居全国第一。一方面光伏大发时刻，需要灵活性调节资源参与调峰；另一方面光伏大发时段挤压火电出力，火电企业收益下降。建立基于峰荷责任法的容量补偿电价，引导灵活性调节资源预留调节及备用容量，助力容量成本回收。5图表：山东省有关容量补偿电价的政策资料来源：山东人民政府，北极星火力发电网，北极星售电网，华福证券研究所图表：《山东省电力现货市场交易规则(试行)(2022年试行版V1.0》相关内容山东：首创容量补偿，建立基于峰荷责任法的容量补偿电价文件发布时间政策文件政策内容2020.4.20《关于电力现货市场燃煤机组试行容量补偿电价有关事项的通知》(征求意见稿)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（含税）。试行期间2020.6.1-2022.5.31。2020.4.29《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，收取标准暂定为每千瓦时0.0991元（含税）。试行期间2020.6.1-2022.5.31。2022.3.28《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）。施行期间2022.5.1-2026.12.31。2022.11.16《关于发布2023年容量补偿分时峰谷系数及执行时段的公告》2023年不同季节容量补偿按照分时峰谷系数执行。➢水电大省来水偏枯，省内供需紧张。2022年云南省内水电/火电/风电/光伏装机占比分别为74%/14%/8%/4%，由于高温酷暑天气，2022年云南来水偏枯，水电出力下降，同时云南省内高耗能企业如电解铝企业，用电需求旺盛，省内电力供需紧张。➢出台容量电价，意在提高火电新建和灵活性改造积极性。2022年12月15日，云南省发改委发布《云南省燃煤发电市场化改革实施方案（试行）》，意在提高省内火电新建和灵活性改造积极性。6资料来源：能源新媒，华福证券研究所云南：意在提高火电新建和灵活性改造积极性，缓解省内供需紧张图表：云南省燃煤发电市场化改革实施方案（试行）图表：2022年云南发电装机结构74%14%8%4%水电火电风电光伏具体内容分摊与市场机制按照各类电源、用户对调节能力和系统容量的不同需求差异化分摊调节容量成本，逐步建立与系统负荷曲线一致性相挂钩的调节容量市场交易机制。价格燃煤发电企业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，试行期先按烟煤无烟煤额定装机容量的40%参与燃煤发电调节容量市场交易（褐煤发电企业暂不参与），并根据市场供需变化动态调整。燃煤发电调节容量价格由买卖双方在220元/千瓦·年上下浮动30%区间范围内自主协商形成。参与主体1.先期鼓励未自建新型储能设施或未购买共享储能服务达到装机规模10%的风电和光伏发电企业（含已建成项目），自行向省内燃煤发电企业购买系统调节服务。2.未自建新型储能设施、未购买共享储能服务且未购买燃煤发电系统调节服务的新能源项目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。3.风电和光伏发电企业所购容量超出自用部分，可参与调节容量市场进行交易。目录7◼多省探索容量电价相关政策，促成本回收保电力系统安全◼调峰容量补偿可观，推动灵活性改造成本回收◼容量电价政策落地有望，火电企业迎来价值重估◼相关标的◼风险提示辅助服务市场规模快速上升，调峰需求显著增加➢辅助服务费用随新能源装机快速增加。传统电源（火电、水电等）具备一定的调节能力，而新能源存在出力波动、无功缺失等特性，导致高比例新能源装机电力系统对电力辅助服务的需求提升。根据国家能源局数据，2019H1我国辅助服务费用占总电费比例为1.47%；根据中国能源报，这一比例在近两年上升至2.5%；根据国际经验，辅助服务费用一般占社会总电费的3%以上，随着新能源大规模接入还将不断增加。2023H1，我国电力辅助服务费用规模为278亿元，对比2019H1的130亿元，CAGR=20.86%，显著高于全社会用电量增速。➢火电获得补偿超过90%，调峰占比达到60%。2023H1，我国调峰费用为167亿元，占全部辅助服务费用的60%；对比2019H1调峰费用50亿元、占比为38%，调峰费用绝对值和占比均大幅上涨，凸显新型电力系统下新能源消纳矛盾，补偿规模的增长也催生了火电灵活性改造需求。从补偿费用流向看，火电获得补偿占全部补偿费用的91%，火电为提供辅助服务的绝对主力。8资料来源：国家能源局，中国能源报，华福证券研究所图表：辅助服务费用占总电费比例图表：2019H1&2023H1辅助服务费用结构图表：2023H1辅助服务补偿流向收益两端的变化：用户侧纳入分摊，调峰容量补偿机制逐步确立➢收入来源：华北、西北确立调峰容量补偿机制，有望全国推行。传统调峰补偿方式为按深度调峰电量x补偿标准计算补偿（即调峰电量补偿），目前各地基本已确立电量补偿机制，市场化定价与固定补偿方式并存。2021年，为激励火电改造、挖掘调峰潜力，华北区域首创调峰容量市场，按照出力水平区分了7个档位，补偿上限达0.95元/MW.日，叠加最高0.6元/kWh的调峰电量补偿，收益较为可观。2022年，西北能监局也发布了调峰容量市场规则，未来调峰容量补偿有望在全国推行，为火电调峰带来增量收益，助力火电回收灵活性改造成本。➢费用来源：用户侧逐步纳入分摊范围。历史上我国辅助服务费用主要由发电企业承担，随着费用规模上升，发电侧“零和博弈”现象凸显。2018年国家发改委、国家能源局在《关于提升电力系统调节能力的指导意见》提出“谁受益、谁承担”原则，探索建立发电企业和用户参与的辅助服务分担共享机制。目前，华北、华中、南方区域已实现用户侧分摊机制，2023年《关于第三监管周期区域电网输电价格及有关事项的通知》亦明确提出工商业用电价格包含系统运行费用（含辅助服务费用、抽蓄容量电费等），未来用户侧有望全面纳入辅助服务费用分摊机制，增加费用来源，减小发电侧压力。9资料来源：各能源监管局，华福证券研究所注：左表仅统计各区域能源监管局发布辅助服务细则情况，部分省份出台针对本省的辅助服务细则，不在统计之列图表：辅助服务费用占总电费比例图表：辅助服务分摊机制区域电量补偿标准（元/kWh）是否市场化档位容量补偿标准（元/kW.日）是否市场化用户侧分摊东北[0,1]是2现阶段主要由发电侧分摊华北[0,0.6]是8(0,0.95]是是西北0.3否1(0,0.2]是参与容量分摊华东[0.02,0.16]否4否华中[0.25,0.84]否5是南方[0.0495,1.188]否3是调峰收益测算：电量补偿➢调峰成本分为三项：➢1）改造初始投资成本：根据中国电力圆桌《电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》，常规煤电机组改造单位灵活性成本为600-700元/kW，假设改造成本为650元/kW，按20年折旧。➢2）发电量减少的机会成本：根据中电联数据，我国煤电机组2022年利用小时数为4594h，按365天24h满发计算，平均负荷率为52.44%。火电进行调峰时，负荷率降低、让渡发电权，减少了发电收入，我们假设平均电价为0.45元/kWh。➢3）调峰时煤耗增加带来的燃料成本：负荷率降低易带来燃烧不稳定、摩擦损失增大等问题，从而增加单位发电煤耗。根据张彬等《燃煤火电机组深度调峰交易收益测算模型与分析》，假设负荷每降低1%，煤耗增加1.7g/kWh。➢调峰收益分为两项：➢1）调峰电量补偿：深度调峰（通常为负荷率50%以下火电降低出力的部分）可获得电量补偿，结合各地能监局补偿标准，假设电量补偿为0.4元/kWh。➢2）发电量减少带来的燃料成本减少：调峰时火电发电量减少，对应的燃料成本降低。根据国家能源局数据，假设机组正常情况下单位煤耗为301.5g/kWh。➢测算结果得到，假设每天调峰1h，调峰时间内出力降低至30%，调峰电量补偿为0.4元/kWh情况下，600MW火电机组进行改造可增加税前利润42万元。10资料来源：国家能源局，国家发改委，中电联，中国电力圆桌项目课题组，张彬等《燃煤火电机组深度调峰交易收益测算模型与分析》，华福证券研究所基本信息机组容量（MW）600未改造时最低稳定负荷率50%原年利用小时数（h）4594未改造时平均负荷率52.44%初始煤耗（kg/kWh）0.3015煤价（元/kg）0.77上网电价（元/kWh）0.45增值税率13%灵活性改造调峰容量改造造价（元/W）0.65深度调峰期间机组负荷率30%容量单位改造造价（元/W）0.13每日深度调峰时长（h）1单位煤耗增加（g/kWh）1.7调峰期间煤耗（kg/kWh）0.3397调峰补偿标准（元/kWh）0.4改造后折旧年限（年）20单位：万元改造投资7800调峰补偿1550.44发电收入减少1957.30发电煤耗减少1009.77深度调峰煤耗增加170.81总煤耗减少838.96折旧390.00税前利润增加42.11调峰收益测算：电量补偿+容量补偿➢单电量补偿分析：➢我们对每日调峰时长和电量补偿进行敏感性分析，当电量补偿水平在0.4元/kWh以下时，每日调峰时长达到1h以上，火电进行灵活性改造均可获得正收益。调峰时长增加能显著提升调峰收益，当电量补偿水平为0.4元/kWh时，每日调峰1/2/3h分别可增加年税前利润42/474/906万元。➢值得注意的是，当电量补偿水平在0.2元/kWh时，调峰时长越长，调峰亏损越多，此时调峰电量补偿无法覆盖少发电量的机会成本。鉴于各地细则中，低档位补偿相对较低（如广西省第一档补偿仅0.05元/kWh，第二档补偿为0.40元/kWh），细化调峰档位、提高低档位补偿或为细则优化、保障火电收益的一个方向。➢容量补偿+电量补偿分析：➢1）根据华北区域容量补偿细则，火电出力在[40%,50%)和[30%,40%)区间的容量补偿上限分别为0.01元和0.2元/kW.日，故我们假设火电机组出力降低至30%时能够获得0.105元/kW.日的容量补偿。在这一条件下，600MW机组每年可获得460万元容量补偿，较标准假设下获得的42万元电量补偿更为可观。➢电量补偿为0.4元/kWh条件下，容量补偿水平分别为0.1/0.2元/kW.日时，进行改造可分别增加480/918万元税前利润。11资料来源：华福证券研究所调峰时长（h）电量补偿（元/kWh）11.522.530.2-733-905-1,076-1,248-1,4190.3-346-323-301-279-2570.4422584746909060.54308401,2491,6592,0690.68171,4212,0252,6283,232容量补偿（元/kW.日）电量补偿（元/kWh）0.050.10.150.20.250.2-514-295-761433620.3-127923115307490.42614806999181,1370.56498681,0871,3061,5250.61,0361,2551,4741,6931,912图表：改造税前利润对调峰时长、电量补偿敏感性分析（万元）图表：改造税前利润对容量补偿、电量补偿敏感性分析（万元）目录12◼多省探索容量电价相关政策，促成本回收保电力系统安全◼调峰容量补偿可观，推动灵活性改造成本回收◼容量电价政策落地有望，火电企业迎来价值重估◼相关标的◼风险提示火电投资与灵活性改造动力不足，容量电价或为突破口➢企业需承担部分火电投资与灵活性改造成本，自主建设或改造动力不足。与抽水蓄能、氢能和储能等方式相比，火电灵活性改造建设周期最短、成本相对较低，是目前解决新能源消纳问题的最佳方式。因此，在新能源发电占比持续提升的背景下，维持充裕的火电机组对于电力稳定供应尤为重要。然而，现行政策下企业在建设火电机组或对其进行灵活性改造时的成本回收机制尚未理顺，对应的固定成本无法完全回收，这导致企业建设或自主改造的动力不足。➢火电机组固定成本补偿有限，容量电价或为突破口。根据上文分析，火电机组拟参与辅助服务的成本主要包括(1)固定成本、(2)发电时长下降成本和(3)负荷率下降带来的新增燃料成本构成，其中(2)可通过被调用辅助服务获得收益补偿，(3)可通过发电量减少带来的燃料成本下降部分补偿，而(1)目前还需企业自行承担。容量电价作为以固定成本为依据的补偿政策，能够直接补偿(1)带来的企业收益下降，进而成为促进企业积极建设火电机组并进行灵活性改造的突破口。13资料来源：中国中检西北区域低碳节能中心，华福证券研究所图表：火电机组拟参与辅助服务的成本和收益拆分以固定成本为抓手进行补偿，成本或向下游用户传导➢单位固定资产投资成本或成为容量补偿的关键抓手。从电力市场的角度来看，容量机制主要用于发挥调节作用，优化机组出力保障。然而，当前我国电力市场尚缺少可靠有效的容量定价机制，尤其是煤电机组的容量补偿机制无法完全覆盖企业的全部发电成本，这在一定程度上导致了我国前些年火电装机量有所下滑。在此背景下，预计容量电价政策将以火电机组的单位固定投资成本为抓手，通过对拟参与辅助服务的火电机组容量对应的固定资产投资成本进行一定比例的补偿，从而利好火电机组盈利并提升其稳定性。➢容量电价成本或向下游传导，以工商业用户为主。根据2022年山东省发布的电力现货市场交易规则（试行），在山东容量市场运行前，容量补偿费用主要从用户侧收取。据地方实践经验，我们推断未来容量电价政策落地后补偿费用会同样向下游传导，最终由用户侧承担。考虑到中国用电量结构中一、二产业占比超80%，容量电价补偿费用承担者或以工商业用户为主，补偿费用则可按照电量或容量占比进行分摊。14资料来源：国家能源局，清华大学建筑节能研究中心，科技导报，北极星电力新闻网，华福证券研究所图表：火电机组年固定成本占收入比例49.00%51.00%固定成本其他数值单位平均交易电价0.449元/kWh满负荷发电小时数1500小时火电机组容量100kW火电机组年收入67350元火电机组固定成本33000元固定成本占总收入比例49.0%%图表：火电机组年固定成本占比计算补偿比例50%1848亿元容量电价市场空间测算➢容量补偿应该根据机组运营成本而有所差异，整体上保证电价水平的相对稳定。根据南方电网能源发展研究院，容量电价补偿应该根据发电机组的可持续运营成本而有所差异，实施方案主要包括确定容量补偿对象、核算容量补偿标准、用户侧容量补偿费用分摊和容量补偿费用动态调节等环节，总体上要将补偿标准维持在合理水平，并保障电价水平的总体稳定。➢火电机组容量补偿市场空间有望超千亿。根据国家能源局数据，2022年我国火电机组装机容量达到了11.2亿千瓦。以火电机组年固定成本投入330元/kW估算，假设火电机组固定成本的补偿比例在30~50%之间，理论上火电机组容量电价的市场空间能达到1109~1848亿元，有望进一步保障火电机组收益。预计该政策的落地将有效鼓励火电机组参与灵活性改造，以获得稳定的费用补偿。15资料来源：国家能源局，中国电力企业管理，，华福证券研究所图表：容量电价补偿方案实施过程图表：火电机组容量电价市场空间补偿比例30%1109亿元目录16◼多省探索容量电价相关政策，促成本回收保电力系统安全◼调峰容量补偿可观，推动灵活性改造成本回收◼容量电价政策落地有望，火电企业迎来价值重估◼相关标的◼风险提示投资建议➢火电已由单一的发电型电源向着基础保障性和系统调节型电源并重转型，当前辅助服务市场逐渐完善，容量电价政策落地有望，利好火电企业价值重估，建议重点关注装机规模居前的华能国际、华电国际、国电电力、大唐发电，以及火电灵活性改造标的青达环保、华光环能。17资料来源：华福证券研究所目录18◼多省探索容量电价相关政策，促成本回收保电力系统安全◼调峰容量补偿可观，推动灵活性改造成本回收◼容量电价政策落地有望，火电企业迎来价值重估◼相关标的◼风险提示风险提示•火电灵活性改造项目推进不及预期•政策落地速度不及预期•政策支持力度不及预期•辅助服务市场发展不及预期•市场竞争加剧•研究报告中使用的公开资料可能存在信息滞后或更新不及时的风险19分析师声明及一般声明分析师声明本人具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格并注册为证券分析师，以勤勉的职业态度，独立、客观地出具本报告。本报告清晰准确地反映了本人的研究观点。本人不曾因，不因，也将不会因本报告中的具体推荐意见或观点而直接或间接收到任何形式的补偿。一般声明华福证券有限责任公司（以下简称“本公司”）具有中国证监会许可的证券投资咨询业务资格。本报告仅供本公司的客户使用。本公司不会因接收人收到本报告而视其为客户。在任何情况下，本公司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。本报告的信息均来源于本公司认为可信的公开资料，该等公开资料的准确性及完整性由其发布者负责，本公司及其研究人员对该等信息不作任何保证。本报告中的资料、意见及预测仅反映本公司于发布本报告当日的判断，之后可能会随情况的变化而调整。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。本公司不保证本报告所含信息及资料保持在最新状态，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。在任何情况下，本报告所载的信息或所做出的任何建议、意见及推测并不构成所述证券买卖的出价或询价，也不构成对所述金融产品、产品发行或管理人作出任何形式的保证。在任何情况下，本公司仅承诺以勤勉的职业态度，独立、客观地出具本报告以供投资者参考，但不就本报告中的任何内容对任何投资做出任何形式的承诺或担保。投资者应自行决策，自担投资风险。本报告版权归“华福证券有限责任公司”所有。本公司对本报告保留一切权利。除非另有书面显示，否则本报告中的所有材料的版权均属本公司。未经本公司事先书面授权，本报告的任何部分均不得以任何方式制作任何形式的拷贝、复印件或复制品，或再次分发给任何其他人，或以任何侵犯本公司版权的其他方式使用。未经授权的转载，本公司不承担任何转载责任。20特别声明及投资声明评级特别声明投资者应注意，在法律许可的情况下，本公司及其本公司的关联机构可能会持有本报告中涉及的公司所发行的证券并进行交易，也可能为这些公司正在提供或争取提供投资银行、财务顾问和金融产品等各种金融服务。投资者请勿将本报告视为投资或其他决定的唯一参考依据。投资评级声明备注：评级标准为报告发布日后的6~12个月内公司股价（或行业指数）相对同期基准指数的相对市场表现。其中，A股市场以沪深300指数为基准；香港市场以恒生指数为基准；美股市场以标普500指数或纳斯达克综合指数为基准（另有说明的除外）。类别评级评级说明公司评级买入未来6个月内，个股相对市场基准指数涨幅在20%以上持有未来6个月内，个股相对市场基准指数涨幅介于10%与20%之间中性未来6个月内，个股相对市场基准指数涨幅介于-10%与10%之间回避未来6个月内，个股相对市场基准指数涨幅介于-20%与-10%之间卖出未来6个月内，个股相对市场基准指数涨幅在-20%以下行业评级强于大市未来6个月内，行业整体回报高于市场基准指数5%以上跟随大市未来6个月内，行业整体回报介于市场基准指数-5%与5%之间弱于大市未来6个月内，行业整体回报低于市场基准指数-5%以下21诚信专业发现价值联系方式华福证券研究所上海公司地址：上海市浦东新区滨江大道5129号陆家嘴滨江中心N1幢邮编：200120邮箱：hfyjs@hfzq.com.cn