容量成本回收机制是保证电力可靠性的重要支撑。随着系统电源结构中新能源占比逐步提升，煤电、气电等常规化石能源发电角色定位将发生改变，装机利用小时数将逐步下降，煤电将从提供电力电量保障的主力电源逐步转为以提供电力为主、电量为辅的调节及备用保障电源。对于确保系统可靠性所需的发电机组，全年运行时间短，必须在较短运行时段内回收全部投资成本。容量电价本质是体现煤电容量支撑调节价值，保障电力系统稳定安全。近期市场对于火电容量电价关注度高。
我们对火电容量电价进行测算，假设如下：
1.单位造价：当下火电30-60 万千瓦国产机组3500-4500 元/KW，且参考华电国际湖南华电平江一期 2*1000MW 煤电机组项目投资预算数72.22 亿，对应单位装机造价3611 元/千瓦；我们假设23 年火电装机单位造价为3600 元/千瓦。
2.资本金比例：根据2015 年9 月1 日国务院常务会议,电力项目最低资本金比例维持在20%，我们假设资本金比例为20%。
3.*利率：参考1 年期银行市场*利率(LPR)作为债务资本成本假设2023 年火电行业*利率均为4.3%。
4.还款期限：参考1）华电宁夏灵武发电公司600MW 火电项目15 亿为期15 年的银团*，2）中国核电其核电机组建设借款还款期一般15－20 年，我们假设行业还贷期限为15 年。
5.运维费用：参考以煤电为主的华电国际，其2022 年公司总运维成本38.94 亿，总装机容量5475.4 万千瓦，对应单位运维成本71 元/千瓦，我们假设23 年火电行业运维费用为71 元/千瓦。
6.所得税率：针对火力发电企业，所得税税率为25%。
7.增值税率：按税法规定售电及售煤一般税率一般为13%。
8.经营期：根据《火电机组寿命评估技术导则》，火电机组寿命一般经验确定为30年，我们假设火电经营期为30 年。
9.火电建设周期为2 年。
通过我们的测算，项目IRR6%条件下，火电容量电价为400 元/千瓦（含税），火电354 元/千瓦（不含税）。当电力运营商项目IRR 低于6%水平下，容量电价将相应下行。
投资建议：我们当前测算的火电容量电价是上限，但考虑到终端用电成本及当下经济情况等原因，最终火电容量电价会低于我们测算的火电容量电价上限。火电容量电价利好火电灵活性改造；同时也是电改的重要措施，有利于改善火电的盈利水平，因此我们将公用事业行业上调至“买入”评级。投资方面：
（1）建议关注困境反转的火电运营商：晋控电力，豫能控股，建投能源；（2）建议关注火电估值从周期股向公用事业股过渡的火电头部运营商：华电国际，国电电力，华能国际，皖能电力；
（3）建议关注火电灵活性改造受益标的：青达环保，龙源技术，华光环能。
风险提示：电改政策力度低于预期，动力煤价格大幅度上升。
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