智通财经APP获悉，中信建投发布研究报告称，容量电价是独立于电量市场之外的激励补偿机制，以容量为基准对煤电机组进行激励补偿。目前，我国处于新型能源体系转型的过程中，新能源处理具有随机性与波动性，需要支撑性能源辅助电力系统平稳运行，而煤电作为重要的支撑性电源类型，其持续健康运营是电力系统平稳运行的重要保障。目前，煤电受制于燃料成本的波动，经营不确定性较强，难以仅依靠电量市场保持稳健经营。

　　在容量电价的运行方面，我国云南、山东等地已有容量电价的试点，综合对比主流容量电价机制，该行认为容量成本补偿机制更为适合我国电力市场。假设容量补偿电价分别为100元/千瓦、165元/千瓦、230元/千瓦的情况下，我们计算度电盈利的提升幅度分别为74%、122%、170%。

　　容量电价是一种以容量为基础的经济激励机制。容量电价机制以机组的装机容量而非发电量为基准，使机组可获得能量市场和辅助服务市场以外的收益，是激励煤电投资积极性的重要方式。在国际电力市场中，目前主流的激励机制包括稀缺定价机制、容量市场机制以及容量成本补偿机制。容量成本补偿机制由监管机构根据公允评估结果，制定容量补偿价格和可补偿容量，据此向相关发电企业提供容量补偿费以帮助其回收固定成本，更为适合我国电力市场。

　　近年来，我国新能源装机规模持续增长，发电量占比稳步提升。新能源发电具有多种优势，但是新能源发电出力也具有随机性、波动性，难以独立保障可靠电力供给，需要依赖支撑性电源提供容量保障。新能源大规模进入市场后，燃煤发电机组需要承担调节或备用角色，确保新能源发电上网的稳定性。容量电价机制基于容量为机组提供收益，可保证煤电机组在市场化的电能量定价和辅助服务定价之外，获得稳定的收入，确保机组持续平稳运行，保障电力系统容量的充裕性。

　　在单一电量市场中，燃煤发电机组受制于燃料成本的波动，经营稳健性较差。煤电的主要成本包括可变成本与固定成本，其中可变成本主要为发电机组的燃料成本，该成本受动力煤价格影响，具有市场化波动的特点；固定成本则相对稳定，主要由机组的折旧成本、日常维护检修等成本构成。由于燃煤成本在火电营业成本中占据主导地位，迭加电价市场化程度有限，火电盈利能力主要受制于动力煤价格的变化。

　　云南省作为水能与绿电资源较为丰富的省份，水风光发电装机发展成绩优异，占比远超全国平均水平。但受水电为主的省内电力结构影响，云南燃煤发电发展较为滞后，伴随着新能源装机规模的增长，云南对于支撑性和调节性电源的需求日益增长。2022年12月，云南省发改委发布《云南省燃煤发电市场化改革实施方案(试行)》，提出建立燃煤发电电能量市场和调节容量市场。云南省燃煤发电调节容量市场自2023年启动以来，交易容量呈持续增长趋势，平均交易价格为12.97元/千瓦·月。以目前的平均交易价格和交易容量增长趋势来计算，每年稳态容量补偿金额约为3.69亿元。

　　山东省作为传统的火电大省，省内火电装机占据主导地位。山东省的容量电价机制与电力现货市场改革相联系。2020年，山东省发布《山东省电力现货市场交易规则(试行)》，提出以容量补偿方式补偿发电机组固定成本，发电容量补偿费用的来源为用户侧支付的容量补偿电价，按月进行结算。在山东省容量补偿机制下，火电的实际运营收入上限并没有发生改变，但是容量电价锁定了部分基础收益，使得火电经营的稳健性相应提高。同时，山东电力市场还在积极探索基于峰荷责任法的容量补偿电价收取方式。

　　我们判断我国有可能会采用基于成本的方法来确定容量补偿费用，即容量电费=K×固定成本，且工商业用户或将会是容量电价成本的承担者。根据我们对于火电机组的假设容量电价分别为100元/千瓦、165元/千瓦、230元/千的情况下，度电利润贡献分别为14.75元/兆瓦时、24.34元/兆瓦时和33.92元/兆瓦时。我们认为容量电价政策的实行在提升煤电度电利润的同时，还可以减少火电经营的波动性，更好地匹配火电前期的高额资本开支。

　　容量电价补偿不及预期的风险，容量电价覆盖机组范围不及预期，容量电价政策核定容量不及预期的风险