1.火电容量电价对电改和新能源行业的影响

(1)火电容量电价的原理性测算及对下游压力的影响

目前国内能源投资越来越偏向消纳，消纳数据直接反映了地方对峰谷电价的设置。消纳数据可能存在问题，可能由于非全容量并网和保障性收购导致。海外一些地方在四五月份会出现负电价。在评估市场和政策变化时，需要考虑政策和特高压建设等因素。

(2)大电改政策和重要政策

大电改政策是最核心的政策，包括电力现货、容量电价和辅助服务。电力现货已经推出，希望逐步扩张市场，容量电价和辅助服务的政策即将出台。调峰费用目前应该由现货市场承担，但目前还没有实现完全市场化，所以现在先通过辅助服务来实施调节。未来随着电力现货市场发展，调频备用电源等功能会更多。所以电价、容量电价和辅助服务是重要政策。

(3)关注消纳和灵活性调节资源

需要关注消纳和灵活性调节资源，包括抽水蓄能和特高压建设。目前这些都是国家重点关注的。储能主要解决傍晚顶峰负荷的问题。需要重点关注特高压抽蓄和配电消纳等重要问题。

2.火电容量电价的影响因素和重要背景

火电容量电价的设置是为了促进新能源消纳和解决火电白天过剩的问题。容量电价对火电的功能性发挥和灵活性改造有利。容量电价的推出后，火电向新能源让渡利用小时数，能够在傍晚顶峰时段顶住负荷，在白天则需要自己承担一些负荷压低的功能。容量电价对灵活性改造有利，能够提升火电运营资产的价值曲线。火电容量电价的推出对火电行业有利，可能有助于解决困境反转等问题。

Q&A

Q：火电容量电价是什么？为什么需要火电容量电价？

A：火电容量电价是指通过控制火电厂的发电容量以实现对新能源的可持续消纳。火电容量电价的推出是基于以下考虑：首先，在白天新能源大量发电时，需要火电压低功率以促进新能源消纳；其次，在傍晚这一电力系统的高负荷时段，火电发挥的是保障系统稳定运行的作用。同时，火电需要在消纳过程中调低负荷，承担机会成本，影响投资回收。考虑到成本因素，火电的成本相对较低，而储能等替代方案成本较高，因此容量电价的设定将会对火电行业产生积极影响。

Q：火电容量电价的推出会对火电行业和新能源有什么影响？

A：火电容量电价的推出将使火电发挥其功能性价值，能够更好地为新能源的可消纳提供支持。具体来说，容量电价有以下影响：首先，火电将在白天进行功率调节，在傍晚高负荷时段提供足够的电力供应，对灵活性改造是利好的。其次，火电作为稳定的利润机组，将有更长远的运营资产价值曲线。此外，容量电价的推出还有助于解决火电行业面临的一些困境反转问题。对于新能源来说，容量、电价、现货和辅助服务构成了一个三位一体的电价机制体系，对于其进一步市场化发展，以环境收益为目标，支付灵活性调节成本具有重要意义。总的来说，火电容量电价的推出对火电行业和新能源都具有一定的利好影响。

Q：未来环境压力会更大一点，尤其从碳的角度来看。根据法国对新能源车补贴政策的调查，可以看出欧洲对新能源的补贴逐渐减少，这会不会对新能源进入电力市场产生影响？

A：是的，新能源进入电力市场短期内可能并不盈利，或者盈利压力会增大，但是环境收益是利好的。我们需要平衡外部压力和电力市场化的需求，并关注政策对不同电源的调控方式。

Q：对于新能源来说，火电会发挥更大的消纳作用，但近年来可能面临困难，对此有何看法？

A：当前是新能源周期的下行阶段，但是火电能够为新能源消纳做出更大贡献，如果能够克服困难，新能源消纳量可能会增加，进而推动新能源的发展。

Q：对于储能而言，国内外的储能市场情况有何差异？

A：国内储能市场主要关注峰谷价差问题，而对于国外和大楚地区来说，政府的调控更加注重抽水蓄能、火箭调节等方式，以提高储能利用率。当前的储能盈利主要来自调频备用电源和电力现货市场，但省级政府为推动储能产业做出了一些临时性方案，如容量租赁和容量电价。

Q：国家政策对于不同类型的电源进行调控时，考虑的因素有哪些？

A：国家政策考虑成本和调节机制等因素，如资产所有者、质量、调节能力等。这是目前国家考虑的重要问题，我们也根据这些因素进行推理。

Q：对于火电容量电价政策的未来是否看好？

A：我们比较看好火电相关容量电价政策的未来出台。一旦政策出台，将会对各种新能源产生影响。

Q：对于容量电价应该给多少以及如何对冲的问题，有何解答？

A：我们对容量电价进行了测算，假设火电机组的建设成本是3600元/千瓦，资金比例是20%，贷款利率是4.3%。根据回报率的不同，测算出每千瓦的容量补贴应该在340-400元之间。我们认为大部分地区的补贴水平会与上网电价相一致。以上回答可以作为投资决策的参考。

Q：火电机组的容量补贴是如何进行的？对应的容量电价总额是多少？如何进行分摊？

A：火电机组的容量补贴是针对全容量进行的，以每千瓦100元的补贴标准计算。假设24年煤电机组的装机容量是12亿千瓦，对应的容量补贴总额是1,200亿。这笔费用主要由进入市场化交易的终端用户来分摊。

Q：容量电价是如何确定的？预计24年市场化交易量是多少？

A：容量电价主要在输配电价中呈现，分为月度长协和年度长协电费。按照预计的12亿千瓦煤电装机量和24年市场化交易电量约为15.5万亿度电来计算。需要剔除10%的现货部分，对应的月度长协和年度长协电量为5万亿度电。根据不同的补贴条件（150、250、300、350和400元每千瓦），对应的容量电费分别是3分6、4分8、6分7分3、8分和9分7。

Q：对于火电机组需求较高的地区，是否会获得更高的补贴？来自新能源、煤炭和高耗能企业的让利总额约为多少？

A：对于需求较高或电力偏紧的地区，如四川、云南等，火电机组可能获得更高的补贴。从产业链的角度来看，能够给用户端让利的总额约为1,514亿，其中新能源、煤炭和高耗能企业分别为产业链的三个关键环节。

Q：新能源的让利具体表现在哪些方面？能够对冲多少容量电费？

A：新能源的让利主要表现在光伏方面。由于24年新增光伏装机都是平价项目，并且新能源发电量占比正在提升，预计新能源的上网电价会有所下行，对应的容量电费可以进行对冲。以光伏为例，预计平均上网电价会下降约20%，即8分6左右。所以新能源能够对冲的容量电费约为220亿。

Q：煤炭的让利幅度如何测算？高耗能企业能够承担多少容量补贴？

A：煤炭的让利幅度难以从煤炭维度进行具体测算，因此我们从火电运营商盈利的边际改善角度进行测算。以火电商华能国际为例，假设延续目前的煤价水平，预计明年火电板块的盈利边际改善约为2分4。根据预计的5万亿度电长协发电量和2分4的盈利边际改善，对应的火电盈利边际改善约为1,200亿。高耗能企业承担的容量补贴部分约为100亿。

Q：对于火电运营商和终端用户而言，火电容量补贴的影响如何？

A：对于火电运营商来说，预计平均能够拿到2分4的盈利边际改善。但对于终端用户来说，其中1/4的盈利可能通过长协形式进行对冲，所以对终端用户的影响是有限的。这与当前社会经济情况相符。

Q：哪些公司在火电容量电价专题中受益较多？

A：受益标的包括华电、华能、国电、云南金能监控、建投能源、氢能环保、龙源技术和花光幻灯等公司。

Q：哪些火电运营商和火电中心改造也会受益于容量电价政策？

A：火电运营商、火电中心改造也将受益于容量电价政策，政府希望火电机组在获得补贴的同时进行灵活性改造。受益的相关标的包括氢能环保、龙源技术和花光幻灯等公司。

Q：容量电价政策的后续可能会有哪些要求？

A：政府可能会对受益于容量电价政策的火电机组要求进行深度调控，包括火电灵活性改造等。