公用事业行业：甘肃容量电价上调，煤电固定成本全额补偿

（以下内容从中国银河《公用事业行业：甘肃容量电价上调，煤电固定成本全额补偿》研报附件原文摘录）
事件： 7月14日，甘肃省发改委发布《甘肃省关于建立发电侧容量电价机制的通知（征求意见稿）》（简称《通知》），其中规定市场初期，煤电机组、电网侧新型储能容量电价标准暂按每年每千瓦330元执行，自2026年1月1日起执行，试行期2年。
甘肃省容量电价超预期上调，煤电基本实现固定成本全额补偿。此前《国家发展改革委 国家能源局关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号）明确各省煤电容量电价，其中甘肃2024-2025年煤电容量电价为每年每千瓦100元，2026年起不低于每年每千瓦165元，甘肃等电力现货市场连续运行的地方可研究建立适应当地电力市场运行情况的发电侧容量电价机制。本次《通知》明确甘肃2026-2027年煤电、新型储能容量电价为每年每千瓦330元，考虑容量供需系数后煤电基本实现固定成本全额补偿。我们预计甘肃容量电价超预期上调主要是由于甘肃省新能源转型速度快，火电加速向调节性电源转型，新型储能也需充分发挥调节作用。截至2025年5月末，甘肃省新能源装机达到7062万千瓦，占全省电力总装机的65.8%，高于全国45.8%的新能源装机占比。
细化容量供需机制，充分发挥市场定价作用。《通知》明确容量供需系数为容量需求与有效容量的比值（数值大于1时取1），其中容量需求按当年系统净负荷曲线的最大值所在时刻对应的省内用电负荷、外送容量需求、备用容量之和减去可中断负荷容量计算确定，有效容量为煤电机组、电网侧新型储能、风电、光伏、水电等电源的有效容量之和。容量电费=申报容量×容量电价×容量供需系数，容量电费根据容量供需系数逐月调整，充分发挥市场对有效容量的定价作用。此外，《通知》调整了现货市场价格机制，现货市场申报价格下限设置为0.04元/千瓦时，上限设置为0.5元/千瓦时，出清价格下限设置为0.04元/千瓦时，出清价格上限设置为1元/千瓦时，实现容量市场、现货市场、中长期市场的融合协同。
容量电价、辅助服务等保供价值有望推动煤电估值重塑。目前煤电收入主要来自电能量市场，受煤价、电价影响较大，盈利能力易大幅波动；至 2030 年，随着煤电向支撑性和调节性电源转变，利用小时数逐渐走低，预计将有接近50%的收入来自容量补偿和辅助服务，其对于煤价、电价敏感性低，推动煤电盈利稳定性大幅提升。目前火电板块PB均值为1.10x，随着盈利稳定性持续提升，板块PB相对核电PB1.64x、水电PB2.65x有提升空间。
投资建议：《通知》大幅上调甘肃省容量电价，甘肃省煤电基本实现固定成本全额补偿。随着能源转型持续推进，我们预计西部其他新能源装机比例高的省份也有望上调容量电价，长期来看全国各省容量电价均有较大提升空间。火电板块现阶段建议关注市场煤敞口大，且布局25年年度长协电价下调幅度较小区域的企业，个股建议关注大唐发电、华能国际、皖能电力、吉电股份等。
风险提示：装机规模不及预期的风险；煤炭价格大幅上涨的风险；上网电价下调的风险；行业竞争加剧的风险等。