中信证券：火电转型 调节性电源定价需要容量电价

　　中信证券研究报告指出，单一电力系统模式下的电力市场不能有效定价电力调节能力，现阶段推出容量电价是必要和紧迫的。从储存和气电的实际经验来看，容量电价对平衡高燃料成本、低利用小时、提高投资意愿有积极影响。随着风景新能源渗透率的快速提高，煤电输出的稳定性和灵活性可以使其在电力系统中发挥压舱石的作用，有效促进新能源的消耗。煤电正在从基荷电源向调节电源过渡，需要煤电容量电价体系与其作用相匹配。

　　全文如下

　　公用环保｜火电转换需要容量电价来定价调节性电源

　　单电量制模式下的电力市场无法有效定价电源调节能力，现阶段推出容量电价是必要和紧迫的。从储存和气电的实际经验来看，容量电价对平衡高燃料成本、低利用小时、提高投资意愿有积极影响。随着风景新能源渗透率的快速提高，煤电输出的稳定性和灵活性可以使其在电力系统中发挥压舱石的作用，有效促进新能源的消耗。煤电正在从基荷电源向调节电源过渡，需要煤电容量电价体系与其作用相匹配。

　　▍单功率系统存在缺点，以容量电价为调节电源定价。

　　发电侧提供电能、电容、辅助服务等产品，需要单独定价。单功率系统操作简单，但电力产品差异不够，存在容量和辅助服务价值被低估、扭曲发电企业竞争行为、无法有效引导投资等缺点。通过制定“容量电价+电价”的两部分电价机制，可以保证发电侧的调节电源项目有合理的收入保障。

　　▍气电及抽蓄市场经验显示，容量电价效果显著。

　　目前，上海、浙江等省市实行两部制电价。从实际经营情况来看，两部制电价下的气电抗上游燃料价格波动性明显优于单电量制下的煤电。两部制电价机制完善了抽水蓄能电站的成本分流模式，有效带动了抽水蓄能投资的积极性。在两部制电价的刺激下，我们预计在“十四五”和“十五五”期间，中国新增抽水蓄能装机有望超过31.7/58.0GW。

　　▍角色正在发生变化，推出火电容量电价是必要和紧迫的。

　　火电利用小时的趋势正在下降，在国内电力供应中的作用正在从基荷电源向调节电源过渡。角色的变化也意味着需要一种新的电价机制来匹配。根据我们模拟煤电项目的计算结果，预计煤电前期投资成本和运营期非燃料成本所需的容量电价约为322元/千瓦。据中电联统计，2022年火电平均使用时间约为4300小时。根据我们计算的容量电价和这个使用时间的转换，相应的火电容量电价约为0.07元/千瓦时。

　　▍风险因素：

　　推进电力市场改革低于预期；燃料成本大幅上升；市场电价大幅下跌；宏观需求低迷拖累用电；能源清洁转型进展缓慢。

　　▍投资策略。

　　我们认为，未来容量电价的推出对减少火电回报波动、提高火电中长期回报具有积极作用；为了适应从基荷到灵活电源的角色变化，火电灵活性变化变得迫切；电源侧越来越重视灵活性价值，预计水电清洁和灵活性资源禀赋将得到更大的发挥；容量电价将有助于提高西南和西北地区的低小时火电建设投资意愿。

(文章来源:财联社)