无论从容量还是电量角度，火电中长期需求无虞。受新能源发电条件限制，预计新能源电量渗透率超过15%后(2023年12.7%),电力系统的成本将进入快速增长临界点，或将导致新能源风电及太阳能装机增速将有所下降。以过去5年风、光、水、核平均利用小时数及预测的装机量倒推测算，悲观情形下到2030年我国火电发电量也仍需要5.1万亿千瓦时，占比超过
43%,仍为第一大电能来源。而以最低利用小时数测算，到2030年至少需要
火电装机14.89亿千瓦，即，到2030年我国至少要保留14.89亿千瓦的备用火电装机，考虑到风光消纳率可能下行及煤电装机退役情况，从容量角度，我国火电装机并没有过剩。同时，与欧洲主要国家以燃气发电作为容量保障不同，由于我国天然气对外依赖度较高，且未能掌握燃气轮机核心技术，预计我国火电装机长期仍以煤电为主。
容量电价运行已半年，代理购电价格整体有所下行。2024年容量电价不是在原电价基础上做增量，而是对原电价的结构上的拆分。即理论上：2024年代理购电价格≤2023年代理购电价格-容量电价。容量电价的推出，一定程度激活了煤电企业参与市场交易的动力，间接促进了电量电价的下降。2024年代理购电价格与容量电价之和低于2023年代购电价。2024年1-6月全国平均代理购电价格406.69元/兆瓦时，比2023年同期代理购电价格下跌
6.87%;公布折合容量电费明细的29省平均代购购电价格+平均容量电费
423.05元/兆瓦时，比2023年同期代理购电价格下跌2.63%;但整体上近年来电力供需仍呈偏紧平衡态势，2024年1-6月我国33个省级电网代理购电价格平均比煤电基准电价高出9.42%,考虑容量电价后29省代理购电价格仍
比基准电价高出14.71%。
容量电价的推出抬高了煤电机组收益底部，并使收益稳定性增强。我们预计2024-2025年全国煤电容量电价收入预计1121亿元，是2023年电费收
入的4.62%;2026年以后达到1792亿元以上，是2023年电费收入的7.39%;即容量电费短期内影响较小，电量电费仍是煤电公司业绩弹性主要因素。但容量电价显著抬高了煤电公司收入底部，并提高了受益稳定性。我们测算煤电交易电价下跌到基准价372元/兆瓦时和298元/兆瓦时(基准价下浮20%)时，煤电机组电量电费收入分别为2.02万亿元和1.62万亿元，较2023年收
入分别减少16.67%和33.24%;但考虑容量电价后，上述两种交易电价下，
煤电收入分别为2.13万亿元和1.73万亿元(2024-2025年),底部抬高了5.54%
和6.92%;2026年及以后煤电收入分别为2.20万亿元和1.80万亿元，底部抬高了8.86%和11.07%。同时，若后期市场改革推进，电量电价+容量电价可突破基准价上浮20%限制后，假设电量电价上涨到基准价上浮20%水平，约446元/兆瓦时，假设交易电量值不变，则电量电费加上容量电费收入合计
为2.54万亿元(2024-2025年)和2.61万亿元(2026年及以后),分别比
2023年上涨4.62%和上涨7.39%,显著增厚煤电机组收益。
火电公司投资逻辑及关注标的：首先，从煤电机组的电费收入、成本角度来看，当前电量电费仍是火电机组收入主力，装机布局在火电需求大(新能源装机少，消纳率高)、煤电基准价相对较高，能够保障未来电量电费收入的公司业绩有保障；同时，电量成本的弹性仍是煤电企业盈利的关键因素，燃煤成本低的公司或将继续受益。综合考虑建议关注：华电国际、华能国际、国电电力三家央企火电子公司，以及地区性火电上市公司如皖能电力、浙能电力、粤电力A、申能股份、福能股份等；二是，中长期看，容量电价带来的容量收费将成为煤电机组收入的重要组成部分；随着新能源发电量占比持续提高，火电利用小时数被挤占，未来容量电价提升空间仍存，且此消彼长下有可能成为火电机组的主要收入。同时能够获得较高容量电价的机组一般也意味着较多的调峰、调频等辅助服务需求，从而获得更多的辅助服务收入。主要关注：华电国际、华能国际、国电电力等。三是，分红率提升及容量电价和辅助服务收费占比提高带来的估值提升逻辑。分红率提升空间大的个股主要关注内蒙华电、申能股份、浙能电力等；业绩的稳定性和可预测性提高方面，建议关注装机结构简单，调节价值和调峰价值突出的火电公司以及煤电一体化公司，如浙能电力、皖能电力、苏能股份等。
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