電力行業(yè)容量電價專題報(bào)告：“破壁”的開端

電力行業(yè)容量電價專題報(bào)告：“破壁”的開端一、容量電價落地，正是“系統(tǒng)的破壁”（一）容量電價落地，“系統(tǒng)的破壁”得到證實(shí)容量電價靴子落地、“系統(tǒng)的破壁”如期而至、火電價值重估在即。我們此前提出用一個剛性架構(gòu)的模型來描述電力系統(tǒng)。即在過去上網(wǎng)電價和銷售電價都較為剛性的情況下，電力系統(tǒng)由于消納問題持續(xù)突出而變得愈發(fā)不穩(wěn)定。在短期煤硅鋰價回落和長期綠電環(huán)境溢價的契機(jī)下，通過容量電價等方式，可以提升火電盈利穩(wěn)定性、并且促進(jìn)綠電消納且加速建設(shè)。2023年11月10日，全國范圍容量電價機(jī)制落地，“系統(tǒng)的破壁”得到證實(shí)，火電價值重估在即。容量電價政策出臺，穩(wěn)定煤電企業(yè)盈利預(yù)期。11月10日，國家發(fā)改委、能源局聯(lián)合印發(fā)《關(guān)于建立煤電容量電價機(jī)制的通知》，自2024年1月1日起建立煤電容量電價機(jī)制，充分認(rèn)可煤電的調(diào)節(jié)價值，穩(wěn)定煤企的盈利預(yù)期。從覆蓋范圍來看，煤電容量電價機(jī)制適用于合規(guī)在運(yùn)的公用煤電機(jī)組，煤電機(jī)組靈活性改造需達(dá)到國家要求，覆蓋面較廣；從機(jī)制來看，將煤電單一制電價調(diào)整為兩部制電價，體現(xiàn)煤電從發(fā)電主體到支撐電源的轉(zhuǎn)變；電價水平上，容量電價綁定煤電固定成本，煤電機(jī)組固定成本為全國統(tǒng)一的330元/千瓦·年，各省份回收固定成本的比例有所不同，2024～2025年多數(shù)地區(qū)為30%，煤電轉(zhuǎn)型較快的地區(qū)為50%；2026年起，將各地通過容量電價回收固定成本的比例提升至不低于50%；電費(fèi)分?jǐn)偵?，容量電費(fèi)屬于電網(wǎng)系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用，每月由工商業(yè)用戶按用電比例分?jǐn)?，且要求煤電機(jī)組保證設(shè)備可靠性，才可獲取容量費(fèi)用；電費(fèi)考核方面，煤電機(jī)組需執(zhí)行電網(wǎng)調(diào)度指令，可按照申報(bào)最大出力執(zhí)行，否則將扣除部分或全部容量電費(fèi)，此舉將鼓勵火電進(jìn)行靈活性改造。煤電轉(zhuǎn)型較快省份回收比例為50%，其余省份為30%，2026年以后仍有提升空間。本容量電價政策自2024年1月1日開始實(shí)施，現(xiàn)頒布的電價標(biāo)準(zhǔn)適用于2024-2025年，省級電網(wǎng)中河南、湖南、重慶、四川、青海、云南、廣西等七個省份煤電機(jī)組固定成本回收比例是50%，對應(yīng)容量電價165元/千瓦·年；其余省份成本回收比例為30%，對應(yīng)容量電價100元/千瓦·年。預(yù)計(jì)自2026年起，多數(shù)地區(qū)的成本回收比例將提至50%，對應(yīng)容量電價165元/千瓦·年，四川、云南等領(lǐng)先省份將提升至70%以上，對應(yīng)容量電價230元/千瓦·年，容量電價預(yù)期有提升空間。（二）2026年容量電價近2000億元市場空間，折火電度電超3分測算2026年容量電價的整體空間可達(dá)1905億元，對應(yīng)火電度電收入增厚3.2分。根據(jù)中電聯(lián)披露數(shù)據(jù)，2022年末我國燃煤機(jī)組達(dá)1124GW，參考2022全年、2023年前三季度累計(jì)新增煤電分別為28.23、27.33GW，考慮火電盈利修復(fù)、近年火電核準(zhǔn)加快，假設(shè)2023-2026年新增煤電機(jī)組分別為40、50、50、30GW，后續(xù)煤電裝機(jī)保持1300GW左右。假設(shè)燃煤自備電廠基本保持140GW規(guī)模不變，則公用煤電機(jī)組基本保持在1000~1200GW左右；根據(jù)政策指引，補(bǔ)償固定成本比例由2024~2025的30%逐步提升至2026年的不低于50%，則2024~2026年煤電容量補(bǔ)償空間分別達(dá)1064、1113、1905億元，折火電發(fā)電量度電增收分別為0.018、0.019、0.032元。云南、四川等清潔能源轉(zhuǎn)型較快的七?。▍^(qū)）容量電價補(bǔ)償力度大，整體來看容量補(bǔ)償占各地燃煤標(biāo)桿電價5%~16%不等。根據(jù)國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布的《關(guān)于建立煤電容量電價機(jī)制的通知》，四川、云南、青海、湖南、河南、重慶、廣西七?。▍^(qū)）清潔能源裝機(jī)比例高，煤電轉(zhuǎn)型較快、機(jī)組利用小時數(shù)較低，按通過容量電價回收50%煤電固定比例確定容量電價，容量電價為165元/千瓦·年，其余地區(qū)容量電價為100元/千瓦·年。我們將2024~2025年容量補(bǔ)償按照各地區(qū)2022年火電利用小時數(shù)折算至度電來看，上述七省（區(qū)）在0.035~0.055元之間，其余省市區(qū)均在0.02~0.03元。從占各地燃煤標(biāo)桿電價角度而言，上述七?。▍^(qū)）容量補(bǔ)償折度電后占標(biāo)桿9%~16%不等，其余省市區(qū)為5%~8%。以2024~2025年容量補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)計(jì)算，華能國際年容量補(bǔ)償達(dá)100億元。我們統(tǒng)計(jì)華能國、華電國際、國電電力、大唐發(fā)電、國投電力、華潤電力、中國電力共七家全國性火電公司燃煤機(jī)組分布（2022年末，統(tǒng)計(jì)覆蓋率基本在95%左右），按照《關(guān)于建立煤電容量電價機(jī)制的通知》中各省市區(qū)2024~2025年煤電容量補(bǔ)償計(jì)算，上述七家公司年煤電容量補(bǔ)償費(fèi)用分別為99.78、49.69、69.75、44.70、13.47、50.75、12.32億元，顯著增厚煤電機(jī)組收益。二、容量電價落地后將重構(gòu)電價結(jié)構(gòu)（一）煤硅鋰價的回落為電量電價調(diào)整提供契機(jī)，終端電價短期穩(wěn)定將電價構(gòu)成拆分為發(fā)電成本、消納成本、輸配成本，可以較好理解容量電價對電價的重新結(jié)構(gòu)效果。1.發(fā)電側(cè)電價分為上網(wǎng)電價和系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用（含容量電價）：其中上網(wǎng)電價部分煤電存在上浮比例，水電電價獨(dú)立、僅少部分與煤電掛鉤（市場化較高的省份如云南四川，電價依據(jù)為水電本身的供需情況），核電市場化比例提升、且部分與煤電相關(guān)，但市場化交易部分存在超額利潤回收機(jī)制、整體變動范圍較低，綠電參與市場化交易的部分掛鉤燃煤基準(zhǔn)價作一定比例的浮動。上述電源若參與現(xiàn)貨，則統(tǒng)一根據(jù)現(xiàn)貨價格結(jié)算（當(dāng)前現(xiàn)貨推進(jìn)速度慢，比例不足）。系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)主要反映調(diào)峰、調(diào)頻、備用等輔助服務(wù)動作，容量電價落地標(biāo)志著系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)得到落實(shí)。2.電網(wǎng)側(cè)價格分為輸配電價和政府性基金：此前電力系統(tǒng)改革為“管住中間、放開兩邊”的模式，即輸配電價反映成本+合理收益，第三輪輸配電價改革后，抽水蓄能的容量電價也不由電網(wǎng)代收，電網(wǎng)逐步變成穩(wěn)定的輸電主體。政府性基金預(yù)計(jì)仍將保持。3.用戶側(cè)即終端用戶電價：主要機(jī)制為通過工商業(yè)交叉補(bǔ)貼居民、通過工商業(yè)分時電價進(jìn)一步反映終端用電成本（但如不結(jié)合現(xiàn)貨市場，無法傳導(dǎo)至發(fā)電側(cè)，分時電價預(yù)計(jì)未來有望傳導(dǎo)至居民側(cè)）、綠電環(huán)境溢價未來將進(jìn)一步反映碳價值，或可通過綠證交易由終端電價直接傳導(dǎo)至發(fā)電側(cè)。在《電改系列之框架篇-系統(tǒng)的“破壁”》中，我們設(shè)計(jì)了電力大模型：終端電價=∑各電源發(fā)電成本*發(fā)電量占比+發(fā)電企業(yè)合理利潤+電網(wǎng)輸配成本及合理利潤+調(diào)峰等綜合輔助服務(wù)成本及合理利潤。結(jié)果顯示，若基于煤價保持當(dāng)前價格穩(wěn)定的假設(shè)下，考慮綜合輔助服務(wù)后2030年用電成本僅為0.655元/度，較2023年提升6.4%，即在考慮消納成本、綠電環(huán)境溢價、碳排放后，終端電價仍能保持相對穩(wěn)定。煤硅價格回落降低發(fā)電成本，為容量電價的出臺提供空間。經(jīng)歷近兩三年的調(diào)控及市場機(jī)制，煤、硅價格均已出現(xiàn)大幅回落，2023年初至今秦皇島5500大卡動力煤市場價大幅回落30%左右（百川盈孚數(shù)據(jù)），硅料價格已降至2020年水平、組件價格已降至1元/瓦附近（PVinfolink數(shù)據(jù)）。我們認(rèn)為上述價格分別代表火電發(fā)電、綠電建設(shè)的成本。上述體系的持續(xù)降本，在不考慮大幅提高銷售電價的情形下、為電力體制改革提供契機(jī)與空間，煤電容量電價機(jī)制應(yīng)聲落地。（二）兩部制的電價下，火電盈利將進(jìn)一步穩(wěn)定，水電核電影響不大我們整體預(yù)計(jì)標(biāo)桿電價短期將較難形成調(diào)整，則大方向來看，容量電價提升，電量電價的上浮比例預(yù)計(jì)將形成調(diào)整。因此對于火電而言，整體的度電收入應(yīng)當(dāng)穩(wěn)中有升，其中電量電價反映用煤成本、容量電價反映消納價值。對于水電核電而言，各自市場化交易的比例較低，預(yù)計(jì)對盈利的影響可弱化。對于綠電而言，短期來看組件價格回落保障了盈利模型的穩(wěn)定，容量電價落地后對配儲比例的要求也或?qū)⑾陆?，遠(yuǎn)期亦可展望環(huán)境溢價帶來的盈利修復(fù)。我們認(rèn)為容量電價的出臺對于各類電源主體而言，都明確了其電源價值和消納屬性?；痣姡弘娏侩妰r將反映用煤成本，煤電聯(lián)動將得到體現(xiàn)。2004年我國首次公布各地燃煤標(biāo)桿上網(wǎng)電價，而后燃煤標(biāo)桿上網(wǎng)電價共經(jīng)歷了12次調(diào)整，參考?xì)v次電價調(diào)整說明及動力煤漲跌情況，多于煤電聯(lián)動機(jī)制有關(guān)。2020年起，燃煤電價撤標(biāo)桿、斷聯(lián)動，改為“基準(zhǔn)價+上下浮動”；規(guī)定基準(zhǔn)價按當(dāng)?shù)噩F(xiàn)行燃煤發(fā)電標(biāo)桿上網(wǎng)電價確定，浮動幅度范圍為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%；2021年10月，燃煤電價浮動區(qū)間擴(kuò)大至上下20%，給予更大浮動空間。2022年2月，發(fā)改委規(guī)定秦皇島港下水煤（5500千卡）中長期交易價格合理區(qū)間為570～770元/噸（含稅），該區(qū)間的確定兼顧煤、電上下游利益，并與煤電市場化電價機(jī)進(jìn)行妥善銜接。水電、核電與火電掛鉤程度低，電價沒有完全市場化上浮，受容量電價機(jī)制的影響不大。對于水電來說，一方面水電市場化比例較低，市場化電價主要存在于四川、云南等水電大省，通過水電之間相互競價形成的市場化電價與火電無關(guān)，如華能水電、川投能源市場化比例高，但是由水電內(nèi)部競價形成電價；另一方面電價機(jī)制相對獨(dú)立，成本加成法、標(biāo)桿電價均與火電無關(guān)；僅有少數(shù)西電東送電站在售電端參考當(dāng)?shù)孛弘娛袌龌妰r，如白鶴灘、錦官送江蘇電價、瀾上等送廣東市場化交易部分，占比較小，對水電整體影響不大。水電：落地電價倒推機(jī)制中，江蘇省給予跨省水電落地電價參考市場化電價浮動。江蘇發(fā)改委對雅礱江錦官電源組和白鶴灘送蘇落地電價按照“基準(zhǔn)落地電價+浮動電價”確定，浮動電價參考江蘇省年度交易成交均價，但本著“收益共享、風(fēng)險共擔(dān)”的原則，浮動電價部分由政府和公司各承擔(dān)一半，因此電價下降部分也僅為一半。水電：廣東省對外送電量給予三種定價方式，長江電力溪洛渡右岸機(jī)組和華能水電瀾上電站送廣東電量均據(jù)此定價，分別是保量保價、保量競價、市場化交易。在保量保價之外，保量競價和市場化交易均參考廣東各月月度市場化交易結(jié)果確定，保量競價部分僅在電價較基準(zhǔn)價有折價時扣減，當(dāng)前火電市場化電價上浮比例較高，對水電保量競價部分無影響，市場化交易部分占比較少，如華能水電瀾上電站2022年送廣東市場化交易部分占比僅6.6%，且其市場化程度并不如火電，火電電價變動時影響也不大。核電：過去核電計(jì)劃電價定價方式包括一廠一價及核電標(biāo)桿電價，與燃煤基準(zhǔn)價大致持平。2013年以前核電采用一廠一價，根據(jù)成本和合理確定收益及稅收等核算核電機(jī)組上網(wǎng)電價。2013年國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于完善核電上網(wǎng)電價機(jī)制有關(guān)問題的通知》，核定全國核電標(biāo)桿上網(wǎng)電價為0.43元/千瓦時，采用當(dāng)?shù)睾穗姌?biāo)桿電價和燃煤標(biāo)桿電價中的較低值為核電機(jī)組上網(wǎng)電價。對于海外引進(jìn)三代機(jī)組臺山、三門、海陽核電站，國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于三代核電首批項(xiàng)目試行上網(wǎng)電價的通知》，核定其試行價格為0.41-0.45元/千瓦時左右，處我國核電機(jī)組中較高水平。總體來看，核電機(jī)組計(jì)劃上網(wǎng)電價在0.37-0.45元/千瓦時左右，與燃煤基準(zhǔn)價大致持平。核電：市場化交易比例逐漸提高，電價穩(wěn)定上行。以中國廣核為例，2023年廣東嶺澳、嶺東和陽江共10臺機(jī)組共安排市場化電量約195億千瓦時，福建寧德1-4號機(jī)組、廣西防城港1-3號機(jī)組、遼寧紅沿河1-4號機(jī)組全部上網(wǎng)電量參與電力市場交易，2023H1公司市場化交易電量占總上網(wǎng)電量約55.5%，同比增長0.5pct。但由于核電分成機(jī)制的存在，實(shí)際核電市場化電價提升幅度遠(yuǎn)小于火電，當(dāng)前核電市場化電價僅略高于燃煤基準(zhǔn)價，仍然遠(yuǎn)低于煤電可上浮20%的情況，所以即使煤電電價下降，對核電電價影響也不大。綠電：從補(bǔ)貼電價到綠電交易，中長期綠電溢價保障新能源項(xiàng)目穩(wěn)定收益。2021年9月7日我國綠電交易試點(diǎn)正式啟動，首批綠電交易共計(jì)17個省份259家市場主體參與，成交電量79.35億千瓦時，2022年3月起綠電月度交易規(guī)模擴(kuò)大，2022全年完成綠電交易227.8億千瓦時，2023年1-9月完成綠電交易電量292.6億千瓦時（同比+137.5%）。綠電交易作為電力中長期市場下的交易品種，能夠全面反應(yīng)綠電的電能價值和環(huán)境價值，試點(diǎn)以來持續(xù)較當(dāng)?shù)厝济夯鶞?zhǔn)價溢價交易，其中江蘇省22、23年度綠電成交價格分別較燃煤基準(zhǔn)價上浮18.4%、19.8%；廣東省分別上浮11.0%、14.5%，若23年考慮環(huán)境溢價的部分，則較燃煤基準(zhǔn)價格上浮19.0%。由此，作為中長期交易的方式，相對于現(xiàn)貨交易市場電價的波動而言，綠電交易更能保障新能源參與市場的長期穩(wěn)定收益，能有效銜接21年以來補(bǔ)貼電價退坡，作為反應(yīng)新能源綜合價值的有利支撐。綠電：歐洲持續(xù)出臺碳關(guān)稅政策，綠電環(huán)境價值有望持續(xù)增強(qiáng)。歐洲加強(qiáng)對進(jìn)口產(chǎn)品碳排放要求，2021年7月歐盟委員會提交碳邊界調(diào)整機(jī)制（CBAM）立法草案，后經(jīng)歷多次討論、修訂、投票，2022年6月22日歐洲議會通過CBAM草案修正案。相較于歐委會方案，本次法案范圍擴(kuò)大：新增納入塑料、有機(jī)化學(xué)品、氫和氨行業(yè)；且新增納入間接排放考核，即制造商使用的外購電力亦要考慮在排放成本中，在此情況下，綠電的環(huán)境價值持續(xù)增強(qiáng)。對于綠電而言，短期來看組件價格回落保障了盈利模型的穩(wěn)定，容量電價落地后對配儲比例的要求也或?qū)⑾陆?，遠(yuǎn)期亦可展望環(huán)境溢價帶來的盈利修復(fù)。（三）電改金字塔：更遠(yuǎn)期的電能量市場和輔助服務(wù)市場的建設(shè)將加速期待消納價值能夠得到度量，現(xiàn)貨、輔助服務(wù)等市場建設(shè)進(jìn)一步加速。我們認(rèn)為電改是個金字塔結(jié)構(gòu)，因?yàn)殡妰r要素是交易的基礎(chǔ)，電力成本的統(tǒng)一是交易的目標(biāo)。（1）從電價的要素來看，近年來國家持續(xù)落地的是峰谷價差的政策，煤電聯(lián)動也是推進(jìn)的方向（尤其是若明年浮動比例上下限不重新調(diào)整，市場化交易出的煤價上浮比例就將反映煤電聯(lián)動的事實(shí)），容量電價落地后，輔助服務(wù)將得到度量，金字塔底座已經(jīng)穩(wěn)固；（2）從市場的要素來看，中長期市場目前覆蓋范圍較廣，現(xiàn)貨市場交易規(guī)則已經(jīng)出臺、其交易試點(diǎn)也將推廣，重點(diǎn)是輔助服務(wù)市場的建設(shè)速度慢，待容量電價推行久期拉長后，預(yù)計(jì)相關(guān)市場化建設(shè)速度也將加快；（3）從金字塔的頂端，我們認(rèn)為伴隨綠電環(huán)境溢價的出臺和輔助服務(wù)市場的落地推廣，最終將形成電力的統(tǒng)一價格形態(tài)。未來容量和電量兩個市場都將加速，但是我們認(rèn)為要先摸索清楚容量的價值（即政策先決定價格），才能逐步推進(jìn)市場化。我國電力交易市場可分為中長期交易市場、現(xiàn)貨市場、輔助服務(wù)市場三大類。當(dāng)前中長期市場是各省的主要電力交易市場，現(xiàn)貨市場交易規(guī)則已落地（2023年9月，國家能源局，《電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則（試行）》），我們認(rèn)為各省的現(xiàn)貨市場建設(shè)均將提速，但是現(xiàn)貨交易的比例及其中綠電的比例我們認(rèn)為應(yīng)當(dāng)是緩慢提升，若推進(jìn)力度過大則對電力系統(tǒng)的供需平衡影響顯著。我們認(rèn)為輔助服務(wù)市場意義重大，本次落地的煤電容量電價即為體現(xiàn)：相比于現(xiàn)貨市場直接決定現(xiàn)貨交易比例和綠電納入比例而言，我們認(rèn)為輔助服務(wù)市場通過賦予價格的形式是更加溫和的手段?，F(xiàn)貨市場的交易機(jī)制是通過電源側(cè)和用電側(cè)的直接簽約確定價格，但其中綠電的占比若較高則會導(dǎo)致負(fù)電價等現(xiàn)象、若較低又無法反映現(xiàn)貨價值。輔助服務(wù)市場是電源側(cè)的供需交易，主要交易的是消納需求；本次落地的容量補(bǔ)償為輔助服務(wù)方式之一。我們看好各省市區(qū)煤電容量電價落地后，火電穩(wěn)定調(diào)峰、備用等價值的凸顯，期待后續(xù)通過市場化的方式進(jìn)行定價。參考?xì)W盟的輔助服務(wù)經(jīng)歷從“固定補(bǔ)償”向“市場化交易”演繹的過程，預(yù)計(jì)我國未來亦有望向市場化交易形態(tài)過度。從歐盟的容量機(jī)制發(fā)展的趨勢及特點(diǎn)來看，價格市場化有助于發(fā)現(xiàn)輔助服務(wù)的合理定價；容量使用提高能源使用效率；容量市場持續(xù)擴(kuò)大，火電貢獻(xiàn)主要增量。該機(jī)制從“基于價格”轉(zhuǎn)向“基于數(shù)量”。在基于價格的機(jī)制中，決策者設(shè)定價格，然后讓投資者決定在給定價格下愿意投資多少；在基于數(shù)量的機(jī)制中，決策者確定所需的容量數(shù)量，然后讓市場來決定價格（拍賣）。但由于歐盟認(rèn)為容量機(jī)制不應(yīng)扭曲電力市場的價格，而是由市場對其進(jìn)行合理定價，因此歐盟通過法律2019/943，規(guī)定容量市場“酬金是通過競爭性程序確定的”，確定了歐盟全域容量機(jī)制轉(zhuǎn)向基于數(shù)量機(jī)制。梳理來看，補(bǔ)貼機(jī)制更適用于早期無法形成有效價格的階段，如我國當(dāng)前落地的固定形式的容量補(bǔ)償。三、容量電價落地后，火電價值重塑在即（一）火電的價值模型重塑，電量電價煤電聯(lián)動、容量電價反映消納容量電價落地，打響火電季度業(yè)績年化能力提升的第一槍，公用事業(yè)屬性持續(xù)增強(qiáng)。過去市場對火電股作為周期股的判斷深入人心，重心在于判斷煤價和電價對盈利的波動。但是立足容量電價落地的時點(diǎn)，未來火電公司的盈利將拆分為電量利潤（煤電聯(lián)動下逐步穩(wěn)定）、容量利潤、綠電利潤，后兩者本質(zhì)上都掛鉤我國綠電化進(jìn)程。我們認(rèn)為容量電價的落地將夯實(shí)火電的盈利穩(wěn)定性，今年二三季度高業(yè)績的年化能力正持續(xù)得到確認(rèn)，火電的公用事業(yè)的屬性將在未來得到持續(xù)增強(qiáng)，未來又可進(jìn)一步形成分紅的預(yù)期，相較于當(dāng)前龍頭公司僅8倍左右的PE估值，我們認(rèn)為火電公司價值重估的節(jié)點(diǎn)已經(jīng)來臨。在電量部分基本盈虧平衡下，當(dāng)前容量補(bǔ)償有望保障煤電機(jī)組7%ROE水平。按照機(jī)組固定費(fèi)用3300元/千瓦·年、補(bǔ)償比例30%、機(jī)組建設(shè)成本3500元/千瓦計(jì)算，當(dāng)發(fā)電部分基本盈虧平衡時（對應(yīng)上網(wǎng)電價0.42元/千瓦時，標(biāo)煤采購單價955元/噸），對于一個100GW煤電機(jī)組的公司來說，容量補(bǔ)償有望帶來每年99億元的容量收入增量，對應(yīng)稅后利潤約74億元，ROE保持在7%左右的水平。該部分收入掛鉤我國綠電成長，容量電價的落地大大增強(qiáng)火電盈利的穩(wěn)定性。容量電價落地后，火電的季度業(yè)績的年化能力持續(xù)提升。我們此前提出，立足當(dāng)前，電價、煤價、電改是三個衡量火電季度業(yè)績年化能力的要素。容量電價落地夯實(shí)火電的盈利穩(wěn)定性，該部分利潤不掛鉤煤價、掛鉤我國綠電增長，可帶動火電從煤價周期股走向綠電及儲能成長股。從電價方面，當(dāng)前現(xiàn)貨煤價并不支撐中長期電價大幅調(diào)整，且在經(jīng)濟(jì)持續(xù)恢復(fù)的過程中電力仍是相對緊缺，市場的過度反應(yīng)階段逐步接近尾聲，11月中下旬的長協(xié)電價簽訂結(jié)果也將落地。煤價方面，三季度在來水改善的情況下，煤價并未出現(xiàn)大幅調(diào)整，我們預(yù)計(jì)與二產(chǎn)高用電行業(yè)的恢復(fù)有關(guān)，著重強(qiáng)調(diào)十月、十一月二產(chǎn)用電量數(shù)據(jù)對煤價的驗(yàn)證及判斷，煤價波動幅度或有限。從本質(zhì)上看，若季度業(yè)績能夠年化，火電將回歸公用事業(yè)價值。（二）綠電的建設(shè)速度有望提升，盈利模型將得到夯實(shí)年內(nèi)集中式電站建設(shè)低預(yù)期，消納問題解決后建設(shè)有望加速。10月30日，國家能源局三季度例行新聞發(fā)布會上介紹，2023年前三季度，全國光伏新增裝機(jī)128.94GW，同比增長145%，其中集中式光伏61.80GW，分布