文｜華夏能源網

“容量電價將于年內出臺。”消息一傳開，資本市場上火電板塊瞬間大漲，“重估火電價值”的聲音也出現了。那么，火電真的抓到了那根久違的“救命稻草”了嗎？

華夏能源網（公眾號hxny3060）獲悉，多家媒體透露，火電容量電價改革政策“將于年內出臺”。媒體刊文披露，煤電容量電價新機制目前正在緊鑼密鼓征求意見中，并稱“這一機制落地意味著2015年以來的新電改大踏步前進”。

自2020年“雙碳”目標提出以來，去煤減碳成為大趨勢，因而看衰煤電的聲音一浪高過一浪。2021年下半年以來，“煤電頂牛”愈演愈烈，煤價居高難下，煤電盈利能力遭遇重創。一時之間，煤電身處風雨飄搖之中，亟需一記“大殺招”施以援手。

容量電價的落地，或將扮演這樣的角色。

重估火電價值

容量電價，是發電企業成本中的容量成本，即固定資產投資費用。在計算基本電費時，以客戶設備（KVA）容量或客戶最大負荷需求量（Kw）為單位，客戶每月所付的基本電費，僅與容量或最大負荷需求量有關（也可以是事先由供電部門根據系統負荷的分散因素予以確認的值），而與其實際用電量無關。

目前，我國山東、廣東、云南等省份已經實行容量電價政策，但由于不同省份能源結構和電力供需的不同，容量電價政策也有一定差異。業內人士預計，如國家層面出臺容量電價政策，容量電價大范圍鋪開，火電企業利潤有望增厚。

受此利好消息刺激，9月12日，大連熱電（SH：600719）漲停，華能國際（SH：600011）、華電國際（SH：600027）、杭州熱電（SH：600027）、皖能電力（SZ：000543）等火電股跟漲。

股價跳漲之下，重估火電價值的聲浪也一并襲來。

容量電價的出臺，將讓火電企業的盈利更加穩定，火電理應享有更高的估值水平。目前，火電板塊僅有1.1 倍左右PB（市凈率）。水電為主的、盈利穩定的長江電力，其2017年以來的PB均值達到2.7倍。參照這個標準，火電板塊整體PB有一倍多的提升空間。

容量電價帶來火電股價值重估，有其內在邏輯。火電不會因為煤價一時的下降而實現盈利穩定，因為煤價還可能會漲上去。但是，不掛鉤煤價的那部分利潤占比的提升，卻是穩定煤電企業利潤的恒定因素。這部分利潤的來源，包括輔助服務收益和容量電費兩大塊。

在輔助服務方面，據國家能源局統計，2023年上半年，火電參與輔助性服務收入254億元，相當于近3萬億度火電每度電增加了1.2分錢的收入。未來綠電電量將從1萬億增加到3萬億，火電輔助服務擴容，輔助服務收益還會水漲船高。

容量電價有和輔助服務相類似的效果。在現有定價機制下，火電廠極易受上游煤炭漲價的影響出現巨額虧損，而容量電價的推出則可將火電廠的固定成本分擔出去，減輕火電企業負擔，是“旱澇保收”的托底措施。

目前，容量電價政策細節還沒有正式公布，但預期補貼力度在每千瓦100元左右（這相當于火電成本的30%）。按照全國火電裝機量測算，整體容量電價的盤子在1100-3700億元左右。國家能源局年初曾有披露，2022年全國煤電企業輔助服務補償收益約320億元，容量電費將使得火電行業的總補貼提升3倍以上。

能夠獲得穩定的輔助服務收益+容量電費，對煤電企業來說無疑是“雪中送炭”。

須知2021年，光是五大發電集團旗下煤電上市公司就合計虧損近300億元；2022年，華能國際續虧73.87億元，大唐發電續虧4.1億元；而來自中電聯的數據顯示，2023年上半年，大型發電集團煤電虧損面仍在50%左右。

很有必要的容量電價

即使2021年、2022年那樣的煤電巨虧不再重演，煤電也仍然需要獲得容量電費以支撐其未來發展。

為什么這么說？隨著新能源持續大比例接入，煤電的未來定位將轉向“支撐性”電源，越來越多的煤電要轉向新能源調峰、提供輔助性服務，其利用小時數勢將持續走低。

現有機組的發電小時數，平均不到4500小時，進一步下降后盈利能力難以保障。加之，煤電廠需要日常人員值守，機組也需要相應維護費用。若煤電機組平時總是處于備用狀態，煤電廠的成本將高到難以生存。

盡管國家正著力增加新能源電力調峰成本的分攤主體，但截至目前，電力調峰60%的費用仍由火電集團出，為此，電力集團年度輸血在200億元以上。業內戲謔稱之為“豬八戒吃豬蹄——自己吃自己”。未來伴隨著新能源日益成為主體電源，這一費用還將滾雪球式增長。

對此，業內人士早有共識，在煤電角色定位的轉換中，要緩解“煤電頂牛”“煤新頂牛”，需要重視煤電容量市場的作用。容量市場，能使可靠的發電機組在不確定性較高的電量市場以外獲得穩定收入，實現容量成本回收，以保證電力系統在高峰負荷時有足夠的發電容量冗余。

北京大學能源研究院此前曾多次呼吁，中國容量市場的缺失，將導致傳統煤電機組在利用小時不斷走低的情況下出現大面積虧損，無法發揮對電力系統的兜底保障作用。當前，國內輔助服務市場也面臨產品單一、補償機制不合理等一系列問題。出臺煤電容量電價機制，就如同打上了一塊結實的政策“補丁”。

正是基于強現實需求，山東、廣東、云南等省份已經率先建立煤電調節容量市場。以云南為例，2023年1月1日起，云南省就將按照各類電源、用戶的不同需求，分攤調節容量成本。

水電大省云南的煤電機組很少，平常發電量少，發電利用小時很低。過去為了應對水電階段性短缺，云南對煤電一直有政策性保護手段。云南水電的部分價格就包含了煤電保供成本，這就相當于煤電容量電價。但原來保護煤電多是行政手段，而現在的容量電價是要用市場方式來保證煤電生存。

據了解，云南煤電容量市場機制設計更偏向于輔助服務，主要鼓勵云南風電和光伏發電企業自行向省內煤電企業購買系統調節服務，作為新能源的“電池”儲備，替代儲能服務，側重短期運行，以促進新能源消納和發展，同時激勵煤電機組靈活性改造。

而現在，容量電價是到了從局地向全國鋪開的時候了，這是電力市場改革的一件大事。

推容量電價不代表“漲電價”

容量電價政策出臺需要什么契機？最佳契機是煤電降價的時候。

很多行業人士和專家都認為，目前的煤價下行階段推出容量電價，可以做到改革的同時不增加下游成本。給火電容量電價的同時，還可以配套電量電價下調，這樣就確保火電合理收益，改變電價構成，下游用戶也可以接受。

如此說來，短期看容量電價肯定不是一個“漲電價”的改革。

但長期來看，容量電價改革很難不涉及到用電價格的調整。

以山東為例，在2020及2022年兩版容量補償電價相關政策中均明確表明，山東容量市場運行前，參與電力現貨市場的發電機組容量補償費用從用戶側收取，包含全網所有市場化用戶用電量，電價標準暫定為每千瓦時0.0991元。

實際執行中，居民用電和農業用電不能調整，容量電費承擔主體或以工商業用戶為主。假設全國火電裝機為 14億千瓦，每千瓦補償100元，那么補償金額大約為1400億元。根據全國工商業用電歷年來的增長情況，可以算出電價的上漲幅度大約為1.6%左右。

然而，隨著中國經濟增速下滑，工商業用戶電價的上漲又有多大的空間呢？所以說，容量電價出臺，當然能夠讓煤電企業的盈利更加穩定，但是指望著容量電價一舉扭轉煤電面臨的“煤電頂牛”“煤新頂牛”難題，恐怕也不夠實際。

并且，一味強調容量電價，執行得過了頭也會產生“副作用”。近兩年來，各地新建煤電的熱情又開始高漲，煤電出現“井噴”態勢，即使是在大面積虧損下，都沒能壓制住煤電密集上馬。一旦有了容量電價的保底，各地就更有動力興建煤電，煤電去產能的難度就更大了。