我国电力需求未来空间仍然较大。主要逻辑有三个方面：一是，我国GDP增长带来的能源总量需求量开始上涨;根据《中华人民共和国国民经济与社会持续健康发展第十四个五年规划和2035年远大目标纲要》，2035 年我们国家的经济发展远大目标将实现“人均国内生产总值达到中等发达国家水平”。2023 年我国人均 GDP 约 12174 美元，而欧盟、美国人均GDP 分别为34163美元和65020 美元，以欧盟、美国人均值的一半为标准，中国仍有40.3%和167.1%的差距。以2023年数据测算，假设我们国家的经济维持中快速地发展，到 2030 年我国GDP 年化复合增速4%，单位能耗则降低到 0.3830 吨标准煤/万元，则届时我国能源需求达到60 亿吨标煤左右的峰值，能源消费增量比 2023 年增长约 5%;从电能消费来看，我国人均用电量水平相对发达国家也有很大的差距， 2023 年中国人均用电量 6543kwh，仅为美国的 54.8%。二是，随着AI 技术应用、新能源汽车渗透率提高等新的用电负荷增加，电能在能源结构中的占比持续提升;IEA测算2022年全球数据中心用电量约占全球总用电量的 2%，到 2026 年用电量或将增长超过70%;我国AI 算力发展程度相比来说较低，未来对发电量的拉动空间预计更大。新能源车方面，我国2023年新能源车保有量 2041 万辆，同比增长 55.8%，2020 年至今的年化增长率为61.5%。但新能源车保有量仍仅占汽车总量的 6.07%，2023 年新能源汽车渗透率31.6%，到2030 年预计仍有较大增长空间。2023 年我国电能在终端能源消费中占比 28%左右，但随着用电负荷的增加，中电联预计到 2030 年，我国电气化水平将达到 35%。第三，电力系统建设助力实现“双碳”减排目标;电能替代化石能源，有助于促进单位 GDP 能耗降低，有助于实现双碳目标。我们测算，20102020年，我国终端电气化水平提升了约4.3个百分点，单位GDP能耗下降了约51.4%。
中性预期下，我国到 2030 年社会用电量需求空间有 2.9 万亿千瓦时。2023 年我国全社会用电量累计 9.2 万亿千瓦时，同比增速+6.8%，十四五以来年化增速+7.1%。根据电规总院测算，预计到 2030 年社会用电量达到 11.8-12.5 万亿千瓦时，我们取最低值11.8 万亿千瓦时、平均值12.15 万亿千瓦时及最高值 12.5 万亿千瓦时分别作为悲观、中性和乐观目标，则分别同比2023年年化增速近 3.58%、4.01%和 4.44%，相对 2023 年用电量增量空间分别为2.6、2.9和3.3万亿千瓦时。
目前我国电力发电结构仍以火电为绝对主力。截止 2023 年底，我国电力总装机29.2亿千瓦，火电、水电、核电、风电及太阳能分别占比 47.62%、14.44%、1.95%、15.12%和20.88%;其中，燃煤火电占比 39.9%，风能和太阳能合计占比 36%。从发电结构来看，2023年我国规上发电设备总发电量 8.91 万亿千瓦时，火、水、核、风、太阳能分别占比69.95%、12.81%、4.86%、9.08%、3.30%。
新能源渗透率的提高抬高电力系统成本。从电力全系统角度来看，新能源渗透率提高代理的成本增加，不仅包含新能源场站自身建设、经营成本，还应该要考虑随之而来的电力系统灵活性提升及辅助服务成本等。根据《新能源高渗透率下辅助服务市场的思与变》等研究，随着新能源渗透率的提高，海外主要国家电力系统辅助服务成本均出现明显上升，如澳大利亚2003~2005 年频率辅助服务成本为 1.6 美元/兆瓦时，备用辅助服务成本为4 美元/兆瓦时，而2006~2021 年，频率辅助服务成本跃升至 26 美元/兆瓦时，备用辅助服务成本跃升至23美元/兆瓦时;德国新能源渗透率接近 40%，风光并网成本最高接近 49 美元/兆瓦时;英国预计到2030年，辅助服务在总系统经营成本中所占的份额将由 2015 年的2%提升至15%。伴随着渗透率导致的并网成本上升，上述国家新能源装机增速明显回落。国网能源研究院研究认为，当新能源电量渗透率超过 15%后，电力系统的成本将进入迅速增加临界点，即未来新能源场站的成本下降很难完全对冲消纳新能源而带来的系统成本上升，这是导致未来新能源装机增速下滑的根本原因之一。2023 年我国风电及太阳能合计发电量占比 12.7%，预计未来新能源装机高增速或将缓解。同时，现货市场推进，新能源发电纳入现货交易的规模逐渐扩大，但受装机增速大及电网平衡要求及灵活性电源不足等影响，新能源电力价格整体下行，新能源电站盈利能力受某些特定的程度影响，也将是新能源装机增速或将下行的一个因素。如甘肃2024 年新能源除光伏扶贫等特殊项目外全部参与市场交易，根据《甘肃省 2024 年省内电力中长期年度交易组织方案》，绝大部分新能源交易电价将不高于 0.1539 元/千瓦时，较煤电交易基准价下降约0.15元/度;河南规定风、光电量按不高于燃煤基准价进行交易。
中性假设下，预计到 2030 年我国火电发电量仍超过 5.4 万亿千瓦时，占比约45%，仍是未来用电量需求来源的最重要保障。我们假设到 2030 年，核电装机达到1.2 亿千瓦(年化增速 11.2%)、水电装机达到 5.4 亿千瓦(年化增速 3.6%)，风电8.5 亿千瓦(年化10%增速)，太阳能 16 亿千瓦(年化 15%)(合计 24.5 亿千瓦，其中核电、水电按照偏乐观假设，届时新能源装机占电力系统总装机比例超过 40%，符合预期目标)。我们统计过去五年，我国核电、水电、风电和太阳能 5 年平均利用小时数分别为 7587h、3538h、2167h 和1277h，假设未来新能源消纳率不变(实际消纳率可能有所降低，国务院发布印发的《20242025 年节能降碳行动方案》的通知提出：在保证经济性前提下，资源条件较好地区的新能源利用率可降低至90%)。按照上述假设，假设核、水、风、太阳能均为利用平均小时数时，测算到2030 年，水电、核电、风电和光伏合计发电量预计 6.7 万亿千瓦时，其中风、光合计3.9 万亿千瓦时，占比超过31%。以上述数据倒推，到 2030 年我国火电发电量在总需求量乐观、中性和悲观情形下仍分别需要发电量 5.8、5.4 和 5.1 万亿千瓦时，占比分别为 46%、45%和43%，均仍为第一大电能量来源。即至少到 2030 年以前，我国火电仍是电力保供的可靠来源，是我国电力供应安全的“稳定器”、“压舱石”。
同时要关注的是， 2030 年前后我国煤电机组进入理论退役高峰期，行业预计2030年以前约有 1 亿千瓦煤电机组设计服役期限到期;2030-2050 年理论退役机组5.5 亿千瓦，占现有机组容量的 50%左右，煤电行业能否健康发展关系到我国能源安全。
近年来电源侧新增装机以新能源为主，灵活性电源缺口明显，电力系统的安全性受到威胁。2023 年我们国家社会用电量 9.22 万亿千瓦时，近五年(与 2018 年相比)年化增速6.15%;截止 2023 年底我国发电总装机 29.2 亿千瓦，五年年化增速 8.97%;但煤电装机11.6 亿千瓦，年化增速仅 2.93%;而非煤装机达到 17.5 亿千瓦，年化增速 14.5%，其中新能源风、光合计10.5亿千瓦，年化增速 41.65%。在缺乏高效率、低成本储能情况下，新能源风、光发电及水电的波动性难以解决，如风电、光伏每天只有约 1/6 和 1/4 时间发电，水电的丰水与枯水期发电量差异巨大，这样的一种情况下，风、光、水低出力时，电量缺口必须要由火电、核电等可控调节电源来弥补，即需要保障长周期(跨越风、光、水的波动周期)内的电力电源充裕度，以保障突发状态下的电网安全，火电尤其是煤电由于存量规模大，技术可靠性高等是我国提供电力备用容量的最优选择。同时，我国产业转型、电动车渗透率提高等导致的三产和居民用电占比提高，用电负荷波动性明显，负荷峰谷差扩大同样是需要保持备用容量的因素。但由于煤电双规仍存，燃煤发电经济性较差，火电厂对煤电装机投资不足，为保证未来电网安全，按照谁受益谁付费原则，开展容量电价机制成为势在必行。
以水、风、太阳能 5 年最低利用小时数测算，在用电量中性预期下，我们预计到2030年我国需要 13.5 亿千瓦的火电装机需求，容量角度，我国当前火电装机并未过剩。以新能源风电、太阳能及主要清洁能源水电为例，其发电波动性明显，过去五年水电、风能、太阳能最高利用小时数和最低利用小时数分别相差 18.13%、7.12%和 10.7%，假设以最低利用小时数测算(即某一年水、风、光电源出力均处于近五年最低值水平)，则我们以上节文中预测的2030年各类电源装机量及社会用电量测算，社会用电量中性预期下，到2030 年我国仍需要火电装机 13.5 亿千瓦(比利用水、风、太阳能平均利用小时数测算时多了近1 亿千瓦，即至少需要1亿千瓦的备用容量)，也即我们大家都认为到 2030 年我国需要保留14.89 亿千瓦的备用火电装机。同时，考虑到随着新能源装机在电网系统占比接近 15%临界点，未来风光消纳率有可能下行，火电装机需求仍有一定的增长空间，考虑到未来新能源装机占比继续提高下火电利用小时数或将下降，火电装机需求将超过上文预测。同时，我国煤电装机到2030 年前后迎来服役年限到期高峰，部分装机存在超期服役后退役情况，即从容量角度，我国火电装机并没有过剩，且有一定的关小上大需求。同时，与欧洲主要国家以燃气发电作为容量保障不同，由于我国天然气对外依赖度较高，且未能掌握燃气轮机核心技术，预计我国火电装机长期仍以煤电为主。
电力结构性矛盾凸显，新型电力系统建设加速。我国目前发电结构仍是以煤电为代表的火电为主，2023年火电以47%的装机发电量占比66%，其中煤电以42%的装机占了发电量的60%。但随着新型电力系统建设推进，煤电与新能源发电在发电量、灵活性价值成本、价格传导及输电竞争等方面的矛盾日益明显，新型电力系统建设进入关键期。以新能源发电为导向的新电力系统的建设，导致传统的电源结构、负荷结构等要素出现重大变化，并同时带来对电网建设、储能建设、电力价格、行业管理等要素进行改革的要求。
《新型电力系统发展蓝皮书》认为至少到 2030 年以前煤电仍是电力安全保障的“压舱石”。依照国家能源局《新型电力系统发展蓝皮书》(2023 年 6 月)，我国当前电力系统面临的主体问题有：
(1)多重因素叠加,部分地区电力供应紧张,保障电力供应安全面临突出挑战;
(2)新能源加快速度进行发展,系统调节能力和支撑能力提升面临诸多掣肘,新能源消纳形势严峻;
(3)高比例可再次生产的能源和高比例电力电子设备的“双高”特性日益凸显,安全稳定运行面临较大风险挑战;
(4)电力系统转型过程中面临诸多改革任务,适应新型电力系统的体制机制亟待完善等。
2021 年 3 月中央财经委员会第九次会议，首次提出建设新型电力系统：“构建清洁低碳安全高效的能源体系，控制化石能源总量，着力提高利用效能，实施可再次生产的能源替代行动，深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统”。根据《蓝皮书》，2030 年、2045年、2060 年为我国构建新型电力系统的重要时间节点，并制定了新型电力系统“三步走”发展路径，即加速转型期(当前至 2030 年)、总体形成期(20302045 年)、巩固完善期(20452060 年)。
容量电价是近年来电力系统总重要改革政策之一。电力不同市场的分工不同，通过合理调整不同市场的交易机制，能够激活电力系统的灵活性。容量电价的提出能够在一定程度上促进容量市场的发展从而保障电力供应的长期充裕度;同时，由于煤电在灵活性市场的成本优势和规模优势，可以保障当前电力系统的灵活性调节能力。2023 年 11 月国家发改委、国家能源局发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》，我国电价制度郑重进入两部制时代，是我国近两年一系列电改政策的最重要组成部分之一。
我国容量电价采用分阶段、分地区的容量补偿制度。我国煤电容量电价机制的主要内容包括：
(2)容量电价按照回收煤电机组特殊的比例固定成本的方式确定;固定成本实行全国统一标准，为每年每千瓦330 元;通过容量电价回收比例按地区确定，时间上 2024～2025 年多数地方为 30%左右(合100 元/千瓦年)，部分煤电功能转型较快的地方适当高一些，为 50%左右(合 165 元/千瓦年)。2026 年起，将各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于 50%( 165 元/千瓦年以上)。
(3)各地煤电容量电费纳入系统运行的成本，每月由工商业用户按当月用电量比例分摊。另外还就考核机制、保障措施进行了规定。
容量电价的施行代表着我国电源侧电价郑重进入两部制时代。容量电价出台前，煤电投资回收主要是依靠发电量，煤电机组收入=煤电装机容量×利用小时数×电量电费;容量电价出台后，煤电收入模式变更为电量电费+容量电费两部制。其中容量电费属于相对固定的收入，电量电费则随着煤电全部纳入市场化交易而随市场变动。具体执行方面，我国煤电机组每月可获得的容量电费=当月机组申报的最大出力×容量电价水平÷12×(1-考核扣减比例);煤电容量电费纳入系统运行的成本，由全体工商业用户按当月用电量比例分摊。T+1 月煤电容量电费折价标准=(预测的 T+1 月容量电费+T-1 月容量电费预测偏差+T-1 月电量预测产生的偏差电费)÷预测的 T+1 月全体工商业用电量。
容量电费与电量电费及辅助服务费共同构成火电机组收入结构。容量电费推出后，电量电费方面结算方式没有变化，煤电机组可获得的电量电费=上网电量×电量电费;目前电力交易存在用户与发电企业直接交易、通过售电公司间接交易和电网代理购电三种方式。电量电价方面，2023 年以来煤电全部纳入市场化交易，燃煤机组上网交易电价执行基准价+上下浮动20%机制，同时，高耗能企业市场交易电价不受上浮 20%限制。总的来说，容量电价推出后，我国煤电机组的主要收入由三部分所组成：容量电费、电量电费、辅助服务费。
现阶段容量电价是在原电量电价基础上的拆分。2024 年1 月容量电价正式运行，但有必要注意一下的是，为保障我国总电价水平基本稳定及机制的平稳过渡，2024 年容量电价不是在原电价基础上做增量，而是对原电量电价在结构上的拆分。以电网代理购电价格简单说明就是：2024年代理购电价格2023 年代理购电价格-容量电价。
2024 年 1-6 月容量电价正式运行，从实际效果来看，受市场化体制推进及供需等因素影响，2024 年代理购电价格与容量电价之和相对 2023 年代理购电价格会降低。2024年1-6月全国平均代理购电价格 406.69 元/兆瓦时，比 2023 年同期代理购电价格下降6.87%;29个公布煤电容量电价的省级电网平均代购购电价格+平均容量电费 423.05 元/兆瓦时，比2023年同期代理购电价格下降 2.63%;且部分省份如上海、天津、湖北、山西等地的代理购电价格下行幅度较大，我们大家都认为某些特定的程度上容量电价的推出，激活了煤电公司参与市场交易的动力，间接促进了电量电价的下降。 整体上电力供需仍然偏紧，2024 年以来电量电价仍高于煤电基准价。由于制造业复苏，出口恢复以及电动车渗透率提高等因素影响，我国近年来用电量增速明显，电量供需仍呈现一定紧平衡特征，反映到电价上，2023 我国电网代理购电价格几乎贴近煤电交易基准价的上限(基准价+20%)运行。2024 年 1-6 月我国 33 个省级电网代理购电价格平均比煤电基准电价高出 9.42%;公布容量电价明细的 29 省，代购电价与容量电价之和，比29 省平均基准电价高出14.71%。有必要注意一下的是，我们大家都认为后期随着电力市场化机制的推进，未来电量电价部分有望独立运行在基准电价上下 20%幅度内，即电量电价上限达到基准电价+20%，考虑高耗能企业用电不受限价控制，未来电量电价有可能突破基准电价+20%的限制。
不考虑新增装机及容量电价新的调整情况下，我们测算 2024-2025 年全国煤电容量电价收入预计 1121 亿元，2026 年以后达到 1792 亿元。主要是根据及假设为：
(1)容量电价水平;2024-2025 年，云南、湖南、河南、重庆、广西、四川、青海七省容量电价回收的固定成本比例为 50%，计 165 元/千瓦;其余省份为30%，计100 元/千瓦;2026年以后，将各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%，新能源比例较大的为70%，假设 70%的省份仍为上述七省，计 231 元/千瓦;其余省份为165 元/千瓦。
(2)煤电机组适用率;煤电容量电价适用于合规在运的公用煤电机组，燃煤自备电厂、不符合相关规定或不满足能耗、环保及灵活调节能力的机组不执行容量电价机制，如河北截至2023年底煤电机组装机容量 4882.36 万千瓦、适用容量电价的合规在运机组合计4761.5 万千瓦，占比 97.52%。如内蒙古、山西等煤炭大省的自备电厂较多，预计适用容量电价的机组占比有所减少。假设各省在运机组平均适用容量电价的适用率 90%，
(3)煤电机组最大出力;煤电机组可获得的容量电费，根据当地煤电容量电价和机组申报的最大出力确定，假设 h 最大出力按额定容量的 100%。 按照各省煤电容量电价水平及煤电装机容量(按容量电价适用率90%)测算，2024-2025年全国煤电容量电价收入预计 1121 亿元，2026 年以后达到 1792 亿元以上(不考虑煤电装机变动情况，以及按
短期内容量电费收入占煤电机组收入的比例相比来说较低。当前我国煤电交易基准价平均值为371.68 元/兆瓦时，2023 年我国煤电机组装机量 11.6 亿千瓦，煤电平均利用小时数4685小时，简单测算煤电发电量约 5.43 万亿千瓦时，不考虑电厂自用及输电损耗，假设全部煤电电量上网销售，按照煤电交易基准价上浮 20%测算，则 2023 年煤电机组电量电费总收入约24260亿元，即假设电量不变的情况下，2024-2025 年煤电机组容量电费收入是2023 年煤电机组全部电量电费收入的 4.62%，煤电装机不变且容量电价不变的情况下，2026 年煤电机组容量电费收入约为 2023 年全部煤电机组电量电费收入的 7.39%。
中长期内电量电费仍是煤电机组主要收入。当前煤电容量电价的提出是新能源装机占比提升背景下确保电网稳定性的需要，是煤电支撑价值和调节价值的体现，但由于当前煤电发电量占比较高，煤电机组电量电费收入对煤电成本回收仍有一定保障，因此，当前煤电容量电价仅作为煤电固定成本部分回收手段，是煤电机组收入的部分补充(上节我们测算的2024-2025年容量电费仅占 2023 年电量电费收入的 4.62%(2026 年也仅为7.39%)，中长期内，电量电费收入仍是煤电机组收入的主要影响因素。 假设煤电上网电量不变情形下，由于容量电费拆分出去，我们测算2024 年电量电费收入23249 亿元，同比下滑 4.2%。容量电费推出未改变电量电费的收入模式，煤电机组的电量电费收入仍然由装机规模、利用小时数及电量电价等数据测算可得，我们根据历史数据对电量电费与上述要素的敏感性进行测算。上一节，我们测算在煤电交易电价上限(基准价+20%)运行下，2023 年煤电机组电量电费 24260 亿元，我们测算未来电价在基准价基础上每变化2%时或发电小时数每变化 100 小时情形下，电量电费收入变动情况。敏感性测试结果为，在2023年数据的基础上煤电利用小时数下降 100 小时，电量电费收入下降超过2%;煤电交易电价每下降 2%，电量电费收入下降超过 1.6%。29 个公布煤电容量电价的省级电网平均容量电价0.0192 元/千瓦时，相当于上述地区平均基准电价 0.3688 元/千瓦时的5.21%。我们假设2024年煤电平均交易电价为 2023 年煤电基准价减去容量电价，即相较煤电基准价上浮15%左右时，在发电小时数及发电量不变情形下，测算 2024 年电量电费收入23249 亿元，同比下滑4.2%。
当前煤电电量收费的增加只能依赖利用小时数上涨，但未来电量电价单独回到基准价20%的上限时，容量电费将成为煤电机组收入增量。由于煤电电价浮动机制，我们假设2023年煤电交易电价封顶交易情况下，煤电机组收入增长只能依靠交易电量的增加，我们测算当煤电利用小时数达到 4800 小时，且容量电价+电量电价仍为基准电价上浮20%的情形下，煤电机组电费收入达到 24856 亿元，同比增长 2.45%。即在当前政策下，容量电价的推出目前仅实现煤电机组固定成本部分回收的目的，并没有给煤电机组带来增量收入，但未来随着新型电力系统建设推进，电力价格体制改革预计进一步深化，未来电力紧缺时，煤电电量电价有望突破+20%，从而带动收入增长。
容量电价抬高了煤电机组收入底部预期，且随着容量电价提高，煤电机组收入底部将继续提升。我们测算的煤电机组收入底部至少抬高 5.54%(2024-2025 年)或8.86%(2026年)。假设煤电交易电量不变，煤电交易电价分别为基准价 372 元/兆瓦时和298 元/兆瓦时(基准价下浮 20%)时，煤电机组电量电费收入分别是 2.02 万亿元和 1.62 万亿元，较2023 年收入分别减少 16.67%和 33.24%;但考虑容量电费后，上述两种交易电价下，煤电收入分别是2.13万亿元和 1.73 万亿元(2024-2025 年)，底部抬高了 5.54%和 6.92%;2026 年及以后煤电收入分别是 2.20 万亿元和 1.80 万亿元，底部抬高了 8.86%和 11.07%。即容量电价推出后，煤电机组收入底部明显抬升。
未来电价限制减弱或取消后，容量电价将成为煤电机组增量收入，电力供需紧张时显著增厚收益。随着电价机制改革，未来电价或将由市场机制形成，电力紧缺时，电量电价随市场上涨，容量电价将显著增厚煤电机组收益。若后期市场改革推进，电量电价+容量电价可突破基准价上浮 20%限制后，假设电量电价上涨到基准价上浮 20%水平，约446 元/兆瓦时，假设交易电量值不变，则电量电费加上容量电费收入合计为 2.54 万亿元(2024-2025 年)和2.61万亿元(2026 年及以后)，分别比 2023 年上涨 4.62%和上涨7.39%，显著增厚煤电机组收益。
随着新能源装机提高，电网系统灵活性不足，目前煤电是灵活性电源的主要选择。随着新能源大比例接入电网对电力系统灵活性带来挑战：
1、由于是具有间歇性、波动性和随机性的风光大比例接入电网，电力系统净负荷易短时陡峭变化，给电力系统实时平衡带来挑战，高新能源渗透率下的净负荷曲线易出现灵活性缺额;
2、无法满足向上的灵活性需求，即向上调节容量不够，会导致电力供需紧张，面临电力短缺。不足以满足向下的灵活性需求，即向下调节容量不够，会出现新能源的消纳问题，导致弃风弃光;
3、近年来极端天气频繁，给整个电力需求和负荷管理带来极大不确定性，对电力系统灵活性提出更高的要求。电力系统灵活性改造成本包含灵活性电源投资或改造成本、系统调节运行成本等。
从经济转型和保供角度考虑，当前阶段，煤电灵活性改造优势显著。根据《电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》，煤电机组灵活性改造最重要的包含单位调节容量改造成本600-700 元/千瓦，以及低负荷运行增加煤耗 14-20 克/千瓦时(按 2023 年长协均价计算约 0.013-0.018 元/千瓦时)对应的可变成本。抽水蓄能和储能的调节范围大，可以-100%-100%，但投资建设成本分别为6300-7200元/千瓦和 1.5 元/瓦时。另外，火电在中、长尺度的灵活性提升方面优势显著，而抽水蓄能受限于水库容量，持续放电时间一般为 6-12h。随着新能源发电占比提高，未来系统电力供应的不确定性增强，提升长时间尺度灵活性是电力保供的主要途径。
煤电灵活性改造成本优势最明显;气电、新建抽水蓄能电站成本高;新建储能电站成本虽也较低，但灵活性提升弱于火电和抽水蓄能，且受益不明晰，经济性较差。我们预计随新能源装机大比例增长，未来煤电在新型电力系统中的功能，除作为兜底保供能源外，还将承担逐渐重要的灵活性调节功能，以保障电力系统的瞬时平衡性和安全性。但作为备用容量，其机组利用小时数必然下降。以上文我们测算数据，到 2030 年假设火电发电量5.8 万亿千瓦时(乐观情形下)，则即使不考虑未来新增火电装机，即火电装机仍按2023 年的13.9亿千瓦计算，届时火电利用小时数约 4168h，比 2023 年减少 6.9%，利用小时数的减少必然导致火电机组收入的减少。同时，灵活性启停也将提高煤电机组的煤耗率，机组建设成本，经营成本难以得到回收，影响煤电经营和建设积极性。本着谁受益谁付费原则，未来新型电力系统建设过程中，辅助服务收费将成为除容量电费外煤电机组收入的重要组成部分。
火电辅助服务收费仍有较大增长空间，与容量电费一起抬高火电机组收入底部空间。2023年上半年，我国电力辅助服务收费合计 278 亿元，其中：调峰补偿167 亿元，占比60.0%;调频补偿 54 亿元，占比 19.4%;备用补偿 45 亿元，占比 16.2%，其他辅助服务收费12亿元，占比 4.4%。火电机组仍是辅助服务的主要提供方，2023 年上半年火电企业获得辅助服务补偿254 亿元，占比 91.4%。即，我国 2023 年辅助服务费年化 556 亿元，其中火电获得508亿元。
根据国家发改委、能源局 2024 年 2 月发布《关于建立健全电力辅助服务市场行情报价机制的通知》，未来将推进各地电力辅助服务市场规范统一，发挥电力辅助服务在电力系统稳定和绿色低碳转型中的及其重要的作用。电力辅助服务费用将由主要在发电侧分担，逐步向用户侧合理疏导。随着体制机制理顺，我国电力辅助服务市场规模或将逐步扩大。根据中国储能网统计，国际市场年度电力辅助服务费用一般为全社会总电费的 3%以上。假设我国辅助服务收费未来也达到 3%，我们测算我国一年的电力辅助服务费规模将接近 900 亿元，同比2023 年增长61.87%;假设火电占比不变，则预计火电机组辅助服务收费约 823 亿元，同比2023 年增长61.93%。该部分辅助服务费与容量电费一起成为火电机组的保底收益，进一步抬高火电机组收入底部空间和稳定性。
从煤电机组的电费收入角度来看，电量电费仍是主力，短期内关注装机布局在火电需求大(新能源装机少，消纳率高)、煤电基准价相比来说较高，能够保障未来电量电费收入的公司;随着新能源装机占比提高，未来电力系统不确定性提高;一方面随着我们国家经济发展及电气化率提升，我们国家社会用电量仍有较大提升空间，同时随着电网系统中新能源电量占比到达一定的临界点，未来新能源上网电量增速或放缓，电力供需紧张时火电尤其是煤电的发电量仍有继续增长的可能;第二，新能源不稳定性和波动性明显，用电高峰时期，火电机组将承担更多的调峰需求;第三，新能源装机占比持续提高，短时性的上网电量冲击叠加现货交易的扩容，未来电价波动幅度也将大幅度的增加，零电价负电价等现象多发，火电需求大(也代表着新能源装机少，消纳率高)地区的火电机组或将享受更高的交易电价。
综合火电发电量、煤电基准价及风光消纳率等因素选择关注的上市公司。从各省火电发电量来看，内蒙古、山东、江苏、广东、新疆、山西、浙江、安徽、河北、河南、陕西、福建排名靠前;从煤电交易基准价及 2024 年 1-6 月各省电网代理购电价格来看，上海、广东、湖北、海南、湖南、浙江、江苏、重庆、河南、天津、山东、安徽、江苏电价偏高;从各省风电及光伏发电利用率考虑，天津、上海、江苏、浙江、安徽、福建、江西、重庆、四川风光利用率较高，意味着风光资源禀赋一般，火电需求量偏高。考虑，我们大家都认为上海、江苏、安徽、福建、浙江、广东等地区的地区性火电上市公司或火电装机重点布局在上述地区的央企火电上市子公司未来或将获得较高的电量电费收入。
除关注收入外，由于煤电电价上升空间不大，短期内电量成本的弹性仍是煤公司盈利的重要的条件，燃煤成本相比来说较低的公司或将受益。受宏观调控影响，我们预计短期内我国电量电价上升空间有限，因此燃料煤成本仍是决定火电企业纯收入能力的重要的因素。相关上市公司煤电板块毛利率将取决于度电成本的高低，煤电一体化程度高、长协煤占比高(或国际煤价偏低时，进口煤使用率较高)、度电煤耗率更低的公司将持续受益。燃料成本一般占煤电经营成本的70-80%，是煤电企业纯收入能力的重要的条件。以 2023 年为例，按照动力煤年度长协均价714元/吨测算，煤电度电燃料成本 0.2909 元/kwh，假设燃料成本占全部成本75%，则煤电成本测算为 0.3878 元/kwh，而 2023 年代理购电平均价格 0.4288 元/kwh，测算的度电毛利率约9.55%。假设供电煤耗维持 300g/kwh，则 5500 大卡动力煤价格为 600 元/吨时，度电燃料成本约0.2441元/kwh，比 2023 年下降 0.0468 元/kwh，假设价格维持 0.4288 元/kwh，则度电毛利率将达到24.10%，改善显著;假设 5500 大卡动力煤价格维持 700 元/吨时，供电煤耗下降到290g/kwh，度电燃料成本下降到 0.2729 元/kwh，比 2023 年下降 0.0180 元/kwh，对应毛利率15.15%，比2023 年提高近 6 个百分点。近几年，由于煤质变化等因素影响，煤电机组耗煤率趋于稳定，叠加灵活性改造导致的煤耗率增加，预计煤耗率降低的可能性不是很大，短期内煤电收益更多依靠煤炭价格的合理回归。
随着煤炭保供增加，煤电机组燃料成本整体下降，但仍有不同结构及价格特点。从燃料煤成本来看，上述公司中国电电力及内蒙华电因依托大股东丰富的煤炭资源和煤炭产能，基本上实现了长协全覆盖，其燃料煤成本变化随长协煤政策及价格变更;华电国际和皖能电力则采取年度长协为主，月度长协为辅的采购策略，燃料煤成本灵活性稍高。
其他如浙能电力、申能股份、粤电力 A、福能股份等则采取年度长协、月度长协及进口煤灵活调整机制，受市场煤及进口煤价格影响更大。本轮煤炭高景气周期运行时间比较久，煤炭产量及煤炭价格均创历史上最新的记录并回落。我们预计在进口总量维持且国内煤炭先进产能建设推进的大背景下，煤炭价格或将继续向合理空间回落，利好煤电燃料煤成本继续修复。
中长期看，容量电价带来的容量收费将成为煤电机组收入的重要组成部分;随着新能源发电量占比持续提高，火电利用小时数被挤占，未来容量电价提升空间仍存，且此消彼长下有可能成为火电机组的主要收入。
同时能轻松的获得较高容量电价的机组一般也代表着较多的调峰、调频等辅助服务需求，从而获得更多的辅助服务收入;从容量电价角度，火电装机总量大，且火电装机所处区域调峰需求大，火电“三改联动”推进程度高的火电公司未来或持续受益于容量电价带来的收入底部提升和稳定能力提升。央企火电上市子公司由于装机量大，布局区域广泛，且主要机组均为国调、省调主力电厂;同时。央企资金实力丰沛雄厚，在运机组完成“三改联动”比例比较高，在新型电力系统中或将持续受益于容量电价及辅助服务收费提升。
另外有必要注意一下的是，我国煤电机组逐步进入设计服役期限后期，但受煤炭成本偏高影响，新增机组不足，部分机组到期后有必要进行延期服役，从而获得超预期的容量电费和电费收入。我国央企火电机组普遍投运时间较早，或将受益于煤电机组延期服役带来的电量和容量收费。
容量电价施行后，华电国际收入底部抬升 7.32%(2024-2025 年)和11.49%(2026年)，高于行业中等水准。我们以华电国际为例进行容量电价测算，截至2023 年底，华电国际总装机量 5845 万千瓦，其中煤电装机 4689 万千瓦，占比超过 80.22%。按照煤电装机所处区域测算 2024-2025 年容量电费将达到 54.53 亿元，2026 年达到 85.62 亿元，与2023 年火电收入相比分别占比例为 5.79%和 9.08%。2023 年华电国际公司火电度电均价0.4706 元/千瓦时，假设发电量及装机维持不变，则 2024-2025 年的容量电费相当于度电均价下行到0.4433 元/千瓦时;2026 年的容量电费相当于公司度电均价下行到 0.4278 元/千瓦时。假设未来火电交易电价下行到全国煤电基准电价平均价(0.372 元/千瓦时)和基准电价下浮20%(0.298 元/千瓦时)两种偏悲观情形下，没有容量电费时，公司火电收入分别是 745.16 亿元和596.93 亿元;加上容量电费则分别为 799.69 亿元和 651.46 亿元(2024-2025 年)，即容量电费使得公司火电收入的底部抬升了7.32%和9.14%。按照2026年容量电价测算，则火电收入底部抬升了11.49%和14.34%。
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