证券研究报告 行业评级 强于大市 2023年9月21日 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 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 ◼ 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 3 oPyRsQsNmPuMqPsNxOyRqQ7N9R7NmOrRpNtQlOpPvMiNoMmR7NnMnRxNsOsMvPsRtN 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 ➢ 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。 图表：山东市场5月1日实时市场用电侧价格 图表：山东市场5月2日日前市场用电侧价格 图表： 2022年全国各省电力装机排名 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 资料来源：每经网，国际能源网，华福证券研究所 4 山东：首创容量补偿，建立基于峰荷责任法的容量补偿电价 ➢ 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。 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 图表：山东省有关容量补偿电价的政策 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。 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 5 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 ➢ ➢ 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。 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 具体内容 8% 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。 4% 水电 14% 风电 火电 光伏 74% 资料来源：能源新媒，华福证券研究所 6 目 录 ◼ 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 7 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。 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 资料来源：国家能源局，中国能源报，华福证券研究所 8 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。 图表：辅助服务分摊机制 图表：辅助服务费用占总电费比例 区域 电量补偿标准 是否市 （元/kWh） 场化 档位 容量补偿标准 是否市 （元