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火电行业专题报告：容量电价半年考及火电板块影响测算。无论从容量还是电量角度，火电中长期需求无虞。受新能源发电条件限 制，预计新能源电量渗透率超过15%后（2023年12.7%），电力系统的成本 将进入快速增长临界点，或将导致新能源风电及太阳能装机增速将有所下 降。以过去5年风、光、水、核平均利用小时数及预测的装机量倒推测算， 悲观情形下到2030年我国火电发电量也仍需要5.1万亿千瓦时，占比超过 43%，仍为第一大电能来源。而以最低利用小时数测算，到2030年至少需要 火电装机14.89亿千瓦，即，到2030年我国至少要保留14.89亿千瓦的备用 火电装机，考虑到风光消纳率可能下行及煤电装机退役情况，从容量角度， 我国火电装机并没有过剩。同时，与欧洲主要国家以燃气发电作为容量保障 不同，由于我国天然气对外依赖度较高，且未能掌握燃气轮机核心技术，预 计我国火电装机长期仍以煤电为主。

容量电价运行已半年，代理购电价格整体有所下行。2024年容量电价不 是在原电价基础上做增量，而是对原电价的结构上的拆分。即理论上：2024 年代理购电价格≤2023年代理购电价格-容量电价。容量电价的推出，一定 程度激活了煤电企业参与市场交易的动力，间接促进了电量电价的下降。 2024 年代理购电价格与容量电价之和低于2023年代购电价。2024年1-6月 全国平均代理购电价格406.69元/兆瓦时，比2023年同期代理购电价格下跌 6.87%；公布折合容量电费明细的29省平均代购购电价格+平均容量电费 423.05 元/兆瓦时，比2023年同期代理购电价格下跌2.63%；但整体上近年 来电力供需仍呈偏紧平衡态势，2024年1-6月我国33个省级电网代理购电 价格平均比煤电基准电价高出9.42%，考虑容量电价后29省代理购电价格仍 比基准电价高出14.71%。

容量电价的推出抬高了煤电机组收益底部，并使收益稳定性增强。我们 预计2024-2025 年全国煤电容量电价收入预计1121亿元，是2023年电费收 入的4.62%；2026 年以后达到1792亿元以上，是2023年电费收入的7.39%； 即容量电费短期内影响较小，电量电费仍是煤电公司业绩弹性主要因素。但 容量电价显著抬高了煤电公司收入底部，并提高了受益稳定性。我们测算煤 电交易电价下跌到基准价372元/兆瓦时和298元/兆瓦时（基准价下浮20%） 时，煤电机组电量电费收入分别为2.02万亿元和1.62万亿元，较2023年收 入分别减少16.67%和33.24%；但考虑容量电价后，上述两种交易电价下， 煤电收入分别为2.13万亿元和1.73万亿元（2024-2025年），底部抬高了5.54% 和6.92%；2026 年及以后煤电收入分别为2.20万亿元和1.80万亿元，底部抬高了8.86%和11.07%。同时，若后期市场改革推进，电量电价+容量电价 可突破基准价上浮20%限制后，假设电量电价上涨到基准价上浮20%水平， 约446元/兆瓦时，假设交易电量值不变，则电量电费加上容量电费收入合计 为2.54 万亿元（2024-2025 年）和2.61万亿元（2026年及以后），分别比 2023 年上涨4.62%和上涨7.39%，显著增厚煤电机组收益。