中信建投发布研究报告称，容量电价是独立于电量市场之外的激励补偿机制，以容量为基准对煤电机组进行激励补偿。目前，我国处于新型能源体系转型的过程中，新能源处理具有随机性与波动性，需要支撑性能源辅助电力系统平稳运行，而煤电作为重要的支撑性电源类型，其持续健康运营是电力系统平稳运行的重要保障。目前，煤电受制于燃料成本的波动，经营不确定性较强，难以仅依靠电量市场保持稳健经营。

　　在容量电价的运行方面，我国云南、山东等地已有容量电价的试点，综合对比主流容量电价机制，该行认为容量成本补偿机制更为适合我国电力市场。假设容量补偿电价分别为100元/千瓦、165元/千瓦、230元/千瓦的情况下，我们计算度电盈利的提升幅度分别为74%、122%、170%。

　　中信建投主要观点如下：

　　容量电价：以容量为基础的经济激励机制

　　容量电价是一种以容量为基础的经济激励机制。容量电价机制以机组的装机容量而非发电量为基准，使机组可获得能量市场和辅助服务市场以外的收益，是激励煤电投资积极性的重要方式。在国际电力市场中，目前主流的激励机制包括稀缺定价机制、容量市场机制以及容量成本补偿机制。容量成本补偿机制由监管机构根据公允评估结果，制定容量补偿价格和可补偿容量，据此向相关发电企业提供容量补偿费以帮助其回收固定成本，更为适合我国电力市场。

　　新型电力系统下发电容量充裕性渐显重要

　　近年来，我国新能源装机规模持续增长，发电量占比稳步提升。新能源发电具有多种优势，但是新能源发电出力也具有随机性、波动性，难以独立保障可靠电力供给，需要依赖支撑性电源提供容量保障。新能源大规模进入市场后，燃煤发电机组需要承担调节或备用角色，确保新能源发电上网的稳定性。容量电价机制基于容量为机组提供收益，可保证煤电机组在市场化的电能量定价和辅助服务定价之外，获得稳定的收入，确保机组持续平稳运行，保障电力系统容量的充裕性。

　　燃料成本波动导致煤电经营稳健性较差

　　在单一电量市场中，燃煤发电机组受制于燃料成本的波动，经营稳健性较差。煤电的主要成本包括可变成本与固定成本，其中可变成本主要为发电机组的燃料成本，该成本受动力煤价格影响，具有市场化波动的特点；固定成本则相对稳定，主要由机组的折旧成本、日常维护检修等成本构成。由于燃煤成本在火电营业成本中占据主导地位，叠加电价市场化程度有限，火电盈利能力主要受制于动力煤价格的变化。

　　云南：燃煤发电电能量市场和调节容量市场共存

　　云南省作为水能与绿电资源较为丰富的省份，水风光发电装机发展成绩优异，占比远超全国平均水平。但受水电为主的省内电力结构影响，云南燃煤发电发展较为滞后，伴随着新能源装机规模的增长，云南对于支撑性和调节性电源的需求日益增长。2022年12月，云南省发改委发布

　　山东：容量补偿费用助力火电经营稳定

　　山东省作为传统的火电大省，省内火电装机占据主导地位。山东省的容量电价机制与电力现货市场改革相联系。2020年，山东省发布

　　我们判断我国有可能会采用基于成本的方法来确定容量补偿费用，即容量电费=K×固定成本，且工商业用户或将会是容量电价成本的承担者。根据我们对于火电机组的假设容量电价分别为100元/千瓦、165元/千瓦、230元/千的情况下，度电利润贡献分别为14.75元/兆瓦时、24.34元/兆瓦时和33.92元/兆瓦时。我们认为容量电价政策的实行在提升煤电度电利润的同时，还可以减少火电经营的波动性，更好地匹配火电前期的高额资本开支。

　　容量电价补偿不及预期的风险，容量电价覆盖机组范围不及预期，容量电价政策核定容量不及预期的风险