容量电价增强煤电盈利稳定性，但或带动其他电源市场化电价下行2023 年11 月10 日，国家发展改革委和国家能源局发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格[2023]1501 号），建立煤电容量电价机制，2024-25 年多数省份为100 元/kW，对应度电约2.2 分/千瓦时。煤电两部制电价执行有利于增强煤电盈利稳定性，部分经济性较差的煤电机组盈利有望显著提升，煤电价值有望重塑。但短期看，煤电上网电价总体基本稳定，容量电价执行带动煤电电量电价小幅下降将导致其他电源种类市场化电价下行，工商业用户终端用电成本总体有望稳中略降。推荐华能国际AH/华电国际AH/国电电力/华润电力/浙能电力/建投能源/京能电力。

煤电容量电价出台，系新型电力系统建设的关键一环双碳背景下，新能源装机快速增加带来了电力系统的不稳定性，对电网中灵活性调节电源提出更高要求。同时，清洁能源大量上网将挤压火电电量，火电利用小时下降系大势所趋，为适应煤电由基荷电源向灵活性调节电源转型的需要，充分体现煤电的支撑调节作用，煤电容量电价机制出台，开始执行两部制电价。煤电容量电价用于回收煤电机组一定比例固定成本，回收比例将根据转型进度等实际情况合理确定并逐步调整；电量电价通过市场化方式形成，灵敏反映电力市场供需、燃料成本变化等情况。

容量电价2024-25 年多数省份为100 元/kW，对应度电约2.2 分/千瓦时用于计算容量电价的煤电机组固定成本实行全国统一标准，为每年330 元/kW；2024-2025 年多数地方通过容量电价回收的固定成本比例为30%左右，部分煤电功能转型较快的地方为50%左右（河南/湖南/重庆/四川/青海/云南/广西），对应容量电价分别为100/165 元/kW，按照2022 年全国煤电平均发电利用小时4594 小时，我们测算度电分别为2.2/3.6 分/千瓦时。2026年起，云南、四川等煤电转型较快的地方通过容量电价回收煤电固定成本的比例原则上提升至不低于70%，其他地方提升至不低于50%。

容量电价适用于合规在运公用煤电机组，每月由工商业用户分摊煤电容量电价机制适用于合规在运的公用煤电机组，不含燃煤自备电厂、不符合国家规划的煤电机组，以及不满足国家对于能耗、环保和灵活调节能力等要求的煤电机组。煤电机组容量电费根据当地煤电容量电价和机组申报的最大出力确定，分月申报，电网按月结算。各地煤电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，由电网按月发布、滚动清算。跨省跨区外送煤电机组中，配套/其他煤电机组执行受电/送电省份容量电价，容量电费由受电省份/送受双方承担。

煤电电价总体基本稳定，电量电价小幅下降将带动其他电源市场化电价下行国家发展改革委有关负责同志就建立煤电容量电价机制答记者问提到，1）短期看，煤电总体价格水平基本稳定，特别是电量电价小幅下降，将带动水电/核电/新能源等其他电源参与市场交易部分电量电价随之下行，工商业用户终端用电成本总体有望稳中略降。同时，该政策不涉及居民和农业用户。

2）长期看，建立煤电容量电价机制引导煤电、新能源等市场参与者充分竞争，全面优化电力资源配置，提升整个电力系统的经济性，有利于降低终端用户的用电成本。

风险提示：电量电价下降超预期，容量电价执行力度不及预期。