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工業公用環保行業深度研究： 電價，“電量”向左，“容量+調節”向右，量化測算電力市場的容量電價與現貨峰谷價差。

“十五五”電力容量電價大概率會先升后降，供需拐點將至

2023 年開始中國電量電價就開啟了持續下行通道，而容量電價在發用電兩 端的價值都在逐步提現。根據我們測算，我國電力容量供需“十五五”大概 率會出現拐點，主要原因在于：1）非降溫負荷增速下降，虛擬電廠等帶動 表觀最高負荷增速放緩，2）我們預計 2026-30 年全國有效容量 CAGR 從“十 四五”的 4.8%提升至 6.4%（其中抽蓄和新型儲能分別貢獻 0.8pct），而最 高用電負荷的增速從 7.0%下滑至 5.0%。我們認為，如果煤價無法持續上漲， 在沒有極端氣候的前提下峰值電價很難再進一步創新高，所以未來的峰谷價 差可能主要靠谷值電價下限的打開。

容量機制可能的變化，不區分技術路線：火儲同臺，風光水核共享

我們判斷，未來容量機制有可能會不區分技術類型按照頂峰有效容量分配， 不僅是火電和抽蓄可以參與，甚至包括核電、水電和風光在內的所有電力市 場參與主體都可以共享，這會：1）激發風光配儲的需求，2）有效保障電量 供需走弱背景下核電的盈利。我們通過單位投資和 LCOS 的比較，認為火 電和抽蓄在靈活性資源中依然具有競爭優勢，且需要的峰谷價差明顯低于新 型儲能中成本最低的鋰電池儲能。

2027 年前后大部分地區現貨峰谷價差或可支撐儲能和火電的盈利

假設完全沒有容量電價或類似的補貼，兩充兩放的電站需要峰谷價差達到 0.4-0.5 元/度才可以獲得 6%以上的 IRR。參照甘肅的政策，若容量電價標 準達到 330 元/千瓦，峰谷價差 0.3-0.4 元/度（例如今年的蒙西、山西和山 東）就可以支撐鋰電池儲能獲得合理回報。同樣的假設下，抽蓄要求的峰谷 價差約 0.2-0.3 元/度，火電為 0.2-0.4 元/度。根據我們的預測，我國 2027 年前后風光裝機占比或超過 50%，參考蒙西與山西近年的現貨電價情況， 我們認為未來全國范圍內大部分地區現貨價差可能達到 0.4 元/度左右。

我們與市場觀點的不同之處

市場可能會擔心新型儲能的放量會影響中國電力系統對火電、核電和抽水蓄 能的需求，我們通過測算證明“十五五”基荷電源的建設速度依然無法匹配 表觀最高負荷的增長，我們對“十五五”火電和核電的盈利能力與增長有信 心；加上抽蓄的 LCOS 目前來看還是顯著低于電池儲能，我們依然看好其 發展。容量電價是中國三大電力市場中最能穩定資本開支預期回報率的機制 設計，同時也是最能夠激發投資積極性的電價機制，其加速市場化或更合理 的定價方式不僅意味著電力運營商盈利的穩定性提升與估值中樞上移，也意 味著設備端訂單的可持續放量。基于此，我們繼續推薦三大電氣與傳統電源 與抽水蓄能電力龍頭企業。