ESG&电新&公用：煤电容量电价机制出台，电力市场改革加速

（以下内容从海通国际《ESG&电新&公用：煤电容量电价机制出台，电力市场改革加速》研报附件原文摘录）
事件：2023年11月10日，国家发改委和国家能源局联合发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号），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。有望加快推进电能量市场、容量市场、辅助服务市场等高效协同的电力市场体系建设，更好保障电力安全稳定供应，促进新能源加快发展和能源绿色低碳转型。
煤电两部制电价保障煤电固定成本的回收。电量电价将通过市场化方式形成，煤电容量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定。其中，用于计算容量电价的煤电机组固定成本实行全国统一标准，为每年每千瓦330元。综合考虑各地电力系统需要、煤电功能转型情况等因素确定，2024～2025年多数地方为30%左右（100元/千瓦·年）；部分煤电功能转型较快的地方比例为50%左右（165元/千瓦·年）。2026年起，各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%。在现行单一制电价体系下，煤电企业只有发电才能回收成本并获得回报，不能充分体现煤电的支撑调节价值，煤电容量电价机制的建立有望提升火电企业的盈利水平，保障电力系统安全运行，为承载更大规模的新能源提供有力支撑。容量电费纳入系统运行费用，理顺成本传导机制。《通知》指出，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，煤电机组分月申报，电网企业按月结算，新建煤电机组自投运次月起执行煤电容量电价机制。各地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，由电网企业按月发布、滚动清算。建立煤电容量电价机制主要是电价结构的调整，煤电总体价格水平基本稳定，未来电能量市场交易将主要用于机组回收以燃料成本为主的变动成本，电能量市场价格可能相应下降，工商业用户终端用电成本总体有望稳中略降。
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风险提示：电力需求不及预期；煤价波动高于预期。