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中信证券研报指出，单一电力系统模式下的电力市场无法对供电调节能力进行有效定价，现阶段出台容量电价十分必要且紧迫。 从抽水蓄能和燃气发电的实际经验来看，容量电价对于平衡高燃料成本的影响、低利用小时的影响、增加投资意愿具有积极影响。 随着风能、太阳能新能源渗透率快速提升，煤电出力的稳定性和灵活性可以使其在电力系统中发挥压舱石作用，有效促进新能源消纳。 煤电正在从基本负荷电源向调节电源转变，需要煤电容量价格体系与其角色转变相匹配。
全文如下
公共环保｜火电转型需要容量电价转调电价
单一电力系统模式下的电力市场无法对供电调节能力进行有效定价。 现阶段出台容量电价是必要且紧迫的。 从抽水蓄能和燃气发电的实际经验来看，容量电价对于平衡高燃料成本的影响、低利用小时的影响、增加投资意愿具有积极影响。 随着风能、太阳能新能源渗透率快速提升，煤电出力的稳定性和灵活性可以使其在电力系统中发挥压舱石作用，有效促进新能源消纳。 煤电正在从基本负荷电源向调节电源转变，需要煤电容量价格体系与其角色转变相匹配。
▍单电源系统存在缺点，稳压电源按容量价格定价。
发电侧提供电能、容量和辅助服务等多种产品，需要单独定价。 单一电源系统操作简单，但电源产品差异化不够。 存在低估容量及辅助服务价值、扭曲发电企业竞争行为、未能有效引导投资等弊端。 通过制定“容量电价+电量电价”两部分电价机制，使发电侧调节供电项目能够有合理的收入保障。
▍燃气发电和抽水蓄能市场经验表明，容量价格影响显着。
上海、浙江等省市的燃气和电力目前实行两部制电价制度。 从实际运行情况来看，两部制电价下燃气电厂承受上游燃料价格波动的能力明显优于单一电力系统下的煤电。 两部制电价机制完善了抽水蓄能电站成本管理模式，有效激发了抽水蓄能投资热情。 在两部制电价刺激下，预计我国“十四五”和“十五五”期间将新增抽水蓄能能源。 预计装机容量将超过31.7/58.0GW。
▍角色正在转变，出台火电容量电价必要且紧迫。
火电小时利用趋势呈下降趋势，其在国内电力供应中的角色正在从基荷供电向稳压供电转变。 其角色的转变也意味着需要新的电价机制与之相匹配。 从我们模拟煤电项目的测算结果来看，预计煤电运营期内完全收回初始投资成本和非燃料成本所需的容量电价约为322元/千瓦/年。 据中国电力企业联合会统计，2022年火电平均利用小时数约为4300小时。 根据我们计算的容量价格以及本次利用小时的换算，对应的火电容量价格约为0.07元/千瓦时。
▍危险因素：
电力市场改革进展不及预期； 燃料成本急剧上升； 市场电价大幅下降； 宏观需求低迷拖累电力消费； 清洁能源转型进展缓慢等。
▍投资策略。
我们认为未来容量电价的出台将对减少火电收益波动、提高火电中长期收益产生积极作用； 为适应基本负荷向灵活供电转变的角色转变，火电的灵活性转型刻不容缓； 灵活性的价值在于电力供应 电力侧日益受到重视，清洁灵活水电的资源禀赋有望得到更大的利用； 容量电价的上调将有利于提高利用小时数较低的西南、西北地区火电建设的投资意愿。
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