事件：国家发改委、能源局联合印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》，自2024年1月1日起执行煤电两部制电价。其中用于计算容量电价的煤电机组固定成本全国统一（330元/千瓦·年）；未来两年多数地区回收固定成本的30%左右（按全国煤电利用小时数测算约0.022元/度），云南/四川/湖南/重庆/广西/河南/青海煤电功能转型较快的地区回收50%左右；2026年起各地回收比例升至50%以上，云南/四川等煤电转型较快的地区升至70%以上。煤电容量电费纳入系统运行费用，每月由工商业用户按当月用电量比例分摊。
　　容量电价意义以及电改方向：火电在新型电力体系中所承担的职责逐步转向电力托底与灵活性调节，但目前单一制电价下我国煤电只有发电才能回收成本，其作为托底电源及调节电源所产生的机会成本/投资成本亟待疏导。1）火电平常时段为新能源发电让步、高峰时段顶峰出力，利用小时中枢整体下行造成电能量收益下滑，理应在容量市场获得补偿以弥补其提供备用容量的成本。2）为匹配电力系统实时供需，火电需更大比例地承担调峰等辅助服务职责，理应获取相应收益以激励其提高、发挥灵活性调节功能。考虑电源职能转变，我们认为未来电价或主要由四部分组成:电量电价+容量电价+辅助性服务+环境溢价；前两者将已有电价体系拆分得更细，分别与可变成本和固定成本相关，后两者为未来因绿电不稳定性和清洁性而增加的系统额外费用。
　　对火电的影响：增强盈利稳定性+保障成长性。容量电价的推出有利于为火电机组提供收益保障，尤其针对小型机组（由于煤耗整体更高，其煤价盈亏平衡线更高）以及煤电利用率低下的机组（例如西南、东北地区），盈利稳定性的提升带来公用事业化价值重塑；其次容量电价亦有利于提升火电投资积极性，新能源装机规模提升的同时为火电带来成长性。
　　对于其他电源的影响：水核电价的影响有限，新能源市场化电价或短期承压但长期发展得以保障。由于我国四川、云南等水电基地的发电结构以水电为主，市场化电价与火电电价相关性程度较小，受影响部分主要为跨省送电挂钩落地端火电年长协的电量（占比有限且挂钩幅度小于落地端火电电价浮动幅度）；核电市场化结算规模有限，短期受影响或较小。参与市场化的新能源电量或受火电电量电价的下调而短期承压，但从容量电价出台的背景与目的出发，其促进火电职能转变亦有利于未来新能源的装机扩张与消纳。
　　投资建议：火电板块全面受益，聚焦行业平均先进产能，建议关注火电龙头+长三角区域火电企业，华能国际（H+A）、华电国际（H+A）、华润电力、浙能电力、皖能电力、江苏国信、申能股份等。持续推荐主流水电与核电，国投电力、长江电力、华能水电、中国核电、中国广核。
　　风险提示：电力体制改革不及预期、电量电价大幅下降、煤价大幅波动、原材料价格上行、宏观经济风险。