容量电价，火电新征程的“冲锋号”
　　容量电价是为了弥补电厂的固定成本所付出的电价，与之对应的是回收可变成本的电量电价，容量电价与电量电价共同构成两部制电价体系。与单一制电量电价相比，两部制上网电价最大的优势在于有利于发电企业将其全部或部分固定成本进行回收，同时也能在一定程度上保障电企获取合理盈利，避免出现亏损及超额盈利。实际上容量电价或两部制电价并非新名词，在2003年国务院办公厅出台的《关于印发电价改革方案的通知》就已经明确，在发电侧环节全面引入竞争机制的过渡环节，“上网电价主要实行两部制电价，其中，容量电价由政府制定，电量电价由市场竞争形成”。但2015年前电力市场化改革陷入停滞阶段，我国发电侧容量电价并未落地。2015年电改9号文落地后，虽然市场化改革实现突破，但彼时减税降费成为主要政策方向，容量电价再遇梗阻。
　　趋紧供需、投资低迷，容量电价紧迫性增强
　　我们此前在《限电洞察》系列研究报告曾明确提出，持续趋紧的电力供需将贯穿整个“十四五”期间，电力供需形势趋紧已经成为产业及政策层面的一致预期。而且市场化在2021年也实现重大突破，我国电力体系已经出现翻天覆地的变化。而在以安全为基本前提的背景下，唯有火电系当前解决电力供需紧张最优途径。正因如此，2022年我国火电核准规模高达9364万千瓦，超过2017-2021年五年核准规模之和。但是由于“十三五”以来火电盈利并不稳定且2021年以来甚至陷入严重亏损，电企投资火电积极性处于低位，但是电力系统又急需火电作为关键安全保供主体，给予火电稳定的盈利预期或成为容量电价出台的关键催化因素。
　　“谁受益、谁承担”，市场化用户或为付费主体
　　5月15日，国家发改委发布《关于第三监管周期内省级电网输配电价及有关事项的通知》，与此前的重要不同在于，此次单独设立了系统运行费用，并在输配电价之外单列为销售电价的一部分。系统运行费用的单列为用户公平分摊系统公共成本、理顺源网荷储成本传递关系奠定重要基础。当前发改委确定的系统运行费用构成项主要由辅助服务费用及抽水蓄能容量电价，并直接传导至工商业用户。而发电侧煤电与抽水蓄能作用相近，我们认为后续发电侧容量电价若顺利出台，同样有望纳入系统运行费用中核算，并直接分摊至下游工商业用户。而且2022年我国工商业用户用电量高达7.19万亿千瓦时，也有充足的空间予以消化。
　　看好容量电价预期升温下的火电公用属性价值回归
　　容量电价将会是新一轮电改的关键抓手和正确方向，将有效提升火电盈利中枢及稳定性，有助于火电回归公用事业属性。当前市场对于火电电价或存在一定担忧，但终将会随着电改推进及电价长协谈判的落地而被打消，火电盈利及估值体系也有望随之重塑。我们认为容量电价改革预期下的投资需要把握三条思路：1）容量电价会对庞大装机规模的发电公司带来显著业绩改善；2）前期盈利偏弱公司有望凭借容量电价回归正常盈利，从而实现高业绩弹性；3）低估值标的估值弹性领先，高分红标的估值支撑也会进一步强化。推荐关注优质转型火电华能国际、华电国际、华润电力、中国电力、粤电力A、福能股份和宝新能源。
　　风险提示
　　1、电力供需及政策存在恶化风险；
　　2、煤炭价格出现非季节性风险。