11月10日，国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》（以下简称《通知》），决定自2024年1月1日起建立煤电容量电价机制，将现行煤电单一制电价调整为两部制电价。其中，电量电价通过市场化方式形成，容量电价水平根据煤电转型进度等实际情况逐步调整。

容量电价类似于固定电话的“座机费”，在现行的煤电单一电量电价机制之外，发电机组以装机容量而非发电量为基准获得额外收益。由于风电和光伏发电不稳定，当前新能源的高速发展对电网提出了越来越高的要求。作为不受天气影响的稳定能源，火电具有“压舱石”作用，火电的灵活性改造也是成本最低，速度最快的方案之一。在碳中和背景下，火电机组未来占比将越来越小，这也导致目前企业对火电的投资意愿减少，而容量电价就是为了刺激火电机组的投资。随着新能源发电的大幅增加和电力负荷峰谷差加大，容量电价机制可以保障顶峰的电力供应，同时煤电的投资成本回收，不再完全依靠发电，不发电时作为系统调节和支撑电源时也能获取收益。

《通知》建立起容量电价机制，体现出逐渐增大容量电价比例的改革方向，且容量电价直接传导进系统运行费用，由下游用户承担，有利于改善煤电投资预期。同时，煤电容量电价出台实际上突破了基准价以上20%的电价限制，为未来可能的涨价留出空间。另一方面，《通知》提及引导煤炭、煤电价格保持基本稳定，确保机制平稳实施，预计2024年年度长协电量电价会相应下调，对于终端用户而言容量电价的推出并未造成电价上涨，政策推进阻力较小。

《通知》要求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330元/千瓦/年；通过容量电价回收的固定成本比例， 2024-2025年多数地方为30%左右，部分转型较快的地方为50%左右，2026年起该比例提升至不低于50%。

对于不同省份的煤电企业来说，度电容量电价差别较大，整体上煤电利用小时数较低的省份度电容量电价较高，如云南、河南、广西等，而对于同一省份的煤电企业来说，一定程度上拉平了利用小时数的差异，即原本利用小时数更低的电厂更受益。但机组性能、煤炭资源获取能力、人工成本等方面具有优势的煤电资产，依然具备较强的盈利能力。

从投资层面来看，容量电价推出将提升火电板块盈利稳定性，提升程度与容量电价规模、设计机制挂钩。煤电有一定估值提升的空间，但目前核心问题在于年度电量电价的签订结果。考虑到目前煤价较为坚挺，且近期电厂端对于电价的信心较强，同时火电板块近期普遍回调至较合理位置，可加大对火电板块的关注。