近日，国家发改委、国家能源局联合印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》，决定自2024年1月1日起建立煤电容量电价机制，对煤电实行两部制电价政策。
　　煤电电价受燃料成本影响，水核市场化电价影响有限。国家发改委在政策发布后的回答记者提问中表示，此次容量电价主要是电价结构的调整，煤电总体价格水平基本稳定，电量电价或存在小幅调整，容量电价政策的出台使得市场对于非煤电电量电价产生担忧。但需要注意的是电量电价的调整并非是容量电价出台对电量电价的挤压，而是在整体燃料成本波动的背景下，电量电价的自然调整。此次容量电价机制的出台聚焦于煤电新增容量电价，燃煤基准价并未改变。而且对于水电而言，除云南省以外，我国水电电量市场化比例相对较低，如2022年长江电力原有四座电站市场化电量占比仅有7.60%，此外，仅有乌东德和白鹤滩电站电价与受电省份协商确定，机制为与当地市场化交易电价挂钩，而水电本身市场化电价并非完全享受与煤电同等波动，如江苏省在确定2023年雅砻江水电及白鹤滩电站送苏落地电价时，仅较江苏省燃煤基准价分别上浮10%及12%，并未如火电相同较燃煤基准价上浮20%，因此二者电价波动幅度存在差异，而且考虑到水电相对偏低的市场化比例，因此电量电价的波动对于水电的影响相对有限。此外如云南省、四川省省内水电市场化电价形成结果与火电并无较大关系，更多为不同电源的专场交易，因此电量电价的结构性调整影响同样有限。对于核电而言，目前全国仅有江苏省市场化的核电与火电同台竞价，如江苏省2023年安排220亿千瓦时进入市场交易，占江苏核电电量比例约为55%。除此以外，中国核电及中国广核均在投资者关系活动记录表中明确表示，如福建、浙江等省份市场化电价主要按照核准价结算，或者上浮比例有限，核电市场化交易结算电价与计划电价基本持平，因此即使电量电价产生波动，预计也不会对电价产生影响。因此火电电量电价调整的影响或也仅限于江苏省核电电价，而江苏核电上市公司权益占比仅50%，电量占中国核电2022年上网电量比例也仅有12%，整体影响依然相对有限。
　　新能源主要为专场交易，绿电溢价与煤电并无较大关联。截至2022年，我国新能源参与市场化比例相对有限，三峡能源和华电新能市场电占比分别为40.58%和51.96%，且根据华电新能招股说明书，公司新能源市场化交易电价低于燃煤基准价，度电较基准价折价约为0.045元/千瓦时，也就是说新能源市场化电价与煤电并不在同一市场交易，那么自然煤电电价的波动对新能源电价也并不完全同步。此外对于新能源专属带绿证的绿电交易而言，其溢价为环境溢价，与煤电因燃料成本上涨及供需紧张导致的电价上浮存在质的不同。因此整体来看，煤电电量电价的调整核心在于燃料成本的回落，清洁能源由于市场化电价机制与煤电并不完全一致，在电量电价调整的过程中清洁能源电价预计影响有限。
　　投资建议：“碳中和”时代号召和电力市场化改革将贯穿整个“十四五”期间，我们认为电力运营商的内在价值将全面重估。电力价格形成机制的改革和完善，有望催化火电经营边际改善，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、福能股份和粤电力A；水电板块推荐拥有明确成长空间的长江电力和供需改善的华能水电；新能源装机快速成长，同时绿电价值日益凸显之下，推荐中国核电、三峡能源和龙源电力；电网板块推荐三峡集团入主后有望开拓综合能源服务的配售电先锋三峡水利。
　　风险提示
　　1、电力供需存在恶化风险；
　　2、煤炭价格出现非季节性风险。