【公用事业】火电容量电价成本如何形成对冲？——火电容量电价专题二

在宏观经济弱复苏的背景下，市场担心火电容量电价补贴的推出会提升社会综合用电成本。基于此，我们以不同火电容量电价补贴数值100、150、200、250、300、350、400元/kW作为变量，对2024年火电容量电费补贴总额进行敏感性计算。结果分别为1200、1800、2400、3000、3600、4200、4800亿。

显然，如果补贴额过高会显著提升社会综合用电成本。因此，在火电容量电价补贴推出早期年份，执行比例不宜过高。

我们认为，（1）火电电量电价会因2023年动力煤价格下降而下降，致2024年火电长协电价下降，对容量电价成本上升对冲；（2）新能源（光伏、风电）制造端及EPC成本下降也会进一步降低2024年新能源新增并网部分电价降低，对容量电价成本上升对冲；（3）部分高耗能工商业、部分非节能居民用户会因峰谷价差、阶梯电价承担小部分成本。

据此，我们分别进行了测算：（1）以全国性火电运营商华能国际入炉标煤价格为例，我们假设2024年整体入炉标煤价格下降至1050元/吨，较2023年Q1入炉标煤价格下降80元/吨，可下调煤电长协电价上限约为0.024元/kWh，承担总量约为1191亿元。

（2）随着光伏制造端成本下降，假设2024年初光伏EPC成本较2023年初下降水平约为20%，光伏新增项目对应上网电价下降有望达约0.086元/kWh，考虑其发电量，电价成本下降总额则为约155亿元；同理，风电制造端成本下降，我们假设2024年初风电EPC成本较2023年初下降水平约为10%，风电新增项目对应上网电价下降有望达约0.043元/kWh，考虑其发电量，电价成本下降总额则为约68亿元；（3）假设部分高耗能工商业、部分非节能居民用户，假设承担约100亿元。

总计火电容量电价成本对冲空间约1514亿，我们认为当前单位容量补贴总体合理水平可设定在100-150元/千瓦，这样可使当前社会综合用电成本不受影响。后续随着火电参与电力系统灵活性调节程度的提升，可不断增加容量电价补贴力度；同时随着新能源进入电力市场化程度的不断提升，也会逐步付出更多的灵活性调节成本；终端用户端，在优先保障民生用电稳定的前提下，工商业用户会随着峰谷价差、阶梯电价的拉大，付出一定的成本。

风险提示：电改政策力度低于预期，动力煤价格大幅度上升。