工业、公用环保行业深度研究： 电价“电量”向左“容量+调节”向右量化测算电力市场的容量电价与现货峰谷价差-250924（29页）.pdf

1、电价：“电量”向左，“容量+调节”向右量化测算电力市场的容量电价与现货峰谷价差华泰研究看好“十五五”容量电价与峰谷价差孕育的投资机会我们认为2027-30年全国大部分地区峰谷价差会达到0.4元/度左右，配合适当的容量电价机制，火电、电化学储能和抽蓄可以获得合理回报。对于容量市场的竞争，我们测算得到火电和抽蓄因LCOS的优势，需要的峰谷价差目前来看明显低于新型储能，而后者的发展又是保障光伏弃电率“十五五”不明显增加的重要基础，所以我们对火电和抽蓄的发展保持乐观。推荐设备1）龙头东方电气AH和哈尔滨电气，2）火电和抽蓄运营的龙头华能国际AH、长江电力、湖北能源和南网储能等，和3）核电运营商。“十五

2、五”电力容量电价大概率会先升后降，供需拐点将至2023年开始中国电量电价就开启了持续下行通道，而容量电价在发用电两端的价值都在逐步提现。根据我们测算，我国电力容量供需“十五五”大概率会出现拐点，主要原因在于：1）非降温负荷增速下降，虚拟电厂等带动表观最高负荷增速放缓,2)我们预计2026-30年全国有效容量CAGR从“十四五”的4.8%提升至6.4%（其中抽蓄和新型储能分别贡献0.8pct），而最高用电负荷的增速从7.0%下滑至5.0%。我们认为，如果煤价无法持续上涨，在没有极端气候的前提下峰值电价很难再进一步创新高，所以未来的峰谷价差可能主要靠谷值电价下限的打开。容量机制可能的变化，不区分技

3、术路线：火储同台，风光水核共享我们判断，未来容量机制有可能会不区分技术类型按照顶峰有效容量分配，不仅是火电和抽蓄可以参与，甚至包括核电、水电和风光在内的所有电力市场参与主体都可以共享，这会：1）激发风光配储的需求，2）有效保障电量供需走弱背景下核电的盈利。我们通过单位投资和LCOS的比较，认为火电和抽蓄在灵活性资源中依然具有竞争优势，且需要的峰谷价差明显低于新型储能中成本最低的锂电池储能。2027年前后大部分地区现货峰谷价差或可支撑储能和火电的盈利假设完全没有容量电价或类似的补贴，两充两放的电站需要峰谷价差达到0.4-0.5元/度才可以获得6%以上的IRR。参照甘肃的政策，若容量电价标准达到3

4、30元/千瓦，峰谷价差0.3-0.4元/度（例如今年的蒙西、山西和山东）就可以支撑锂电池储能获得合理回报。同样的假设下，抽蓄要求的峰谷价差约0.2-0.3元/度，火电为0.2-0.4元/度。根据我们的预测，我国2027年前后风光装机占比或超过50%，参考蒙西与山西近年的现货电价情况，我们认为未来全国范围内大部分地区现货价差可能达到0.4元/度左右。我们与市场观点的不同之处市场可能会担心新型储能的放量会影响中国电力系统对火电、核电和抽水蓄能的需求，我们通过测算证明“十五五”基荷电源的建设速度依然无法匹配表观最高负荷的增长，我们对“十五五”火电和核电的盈利能力与增长有信心；加上抽蓄的LCOS目前来

5、看还是显著低于电池储能，我们依然看好其发展。容量电价是中国三大电力市场中最能稳定资本开支预期回报率的机制设计，同时也是最能够激发投资积极性的电价机制，其加速市场化或更合理的定价方式不仅意味着电力运营商盈利的稳定性提升与估值中枢上移，也意味着设备端订单的可持续放量。基于此，我们继续推荐三大电气与传统电源与抽水蓄能电力龙头企业。风险提示：电力作为最重要的生产要素之一需要兼顾的目标较多，从中央到各地相关政策可能会有所波动；各省电力市场差异及局部阻塞和网架结构，可能会导致对各种类型储能需求的差异，也可能导致风光消纳低于预期；AI和算力的发展可能导致我国电力市场电量和容量需求的超预期。核心投资逻辑看好容

6、量电价支撑的火电、抽蓄与新型储能。近期发改委、能源局的电改政策频出，不论是电力现货连续运行地区市场建设指引(1171号文)提出的日前市场&可靠性机组组合，还是关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知(1192号文)提出的输配电价“单一容量制电价”，都明确释放出信号：不管是发电侧还是用户侧，相对于发用电量，可靠性容量的重要性在提升。根据我们的测算，中国电量市场2023年就开启了从“电量紧缺”向“供过于求”的转变，“十五五”电量电价的价值可能会持续下降，而容量电价的价值会明显上升。我们通过对电力负荷峰、谷的测算，得出结论认为：1）最高负荷对应的供需系数或备用率大概率2024年就开始见顶回落，不