文｜华夏能源网

“容量电价将于年内出台。”消息一传开，资本市场上火电板块瞬间大涨，“重估火电价值”的声音也出现了。那么，火电真的抓到了那根久违的“救命稻草”了吗？

华夏能源网（公众号hxny3060）获悉，多家媒体透露，火电容量电价改革政策“将于年内出台”。媒体刊文披露，煤电容量电价新机制目前正在紧锣密鼓征求意见中，并称“这一机制落地意味着2015年以来的新电改大踏步前进”。

自2020年“双碳”目标提出以来，去煤减碳成为大趋势，因而看衰煤电的声音一浪高过一浪。2021年下半年以来，“煤电顶牛”愈演愈烈，煤价居高难下，煤电盈利能力遭遇重创。一时之间，煤电身处风雨飘摇之中，亟需一记“大杀招”施以援手。

容量电价的落地，或将扮演这样的角色。

重估火电价值

容量电价，是发电企业成本中的容量成本，即固定资产投资费用。在计算基本电费时，以客户设备（KVA）容量或客户最大负荷需求量（Kw）为单位，客户每月所付的基本电费，仅与容量或最大负荷需求量有关（也可以是事先由供电部门根据系统负荷的分散因素予以确认的值），而与其实际用电量无关。

目前，我国山东、广东、云南等省份已经实行容量电价政策，但由于不同省份能源结构和电力供需的不同，容量电价政策也有一定差异。业内人士预计，如国家层面出台容量电价政策，容量电价大范围铺开，火电企业利润有望增厚。

受此利好消息刺激，9月12日，大连热电（SH：600719）涨停，华能国际（SH：600011）、华电国际（SH：600027）、杭州热电（SH：600027）、皖能电力（SZ：000543）等火电股跟涨。

股价跳涨之下，重估火电价值的声浪也一并袭来。

容量电价的出台，将让火电企业的盈利更加稳定，火电理应享有更高的估值水平。目前，火电板块仅有1.1 倍左右PB（市净率）。水电为主的、盈利稳定的长江电力，其2017年以来的PB均值达到2.7倍。参照这个标准，火电板块整体PB有一倍多的提升空间。

容量电价带来火电股价值重估，有其内在逻辑。火电不会因为煤价一时的下降而实现盈利稳定，因为煤价还可能会涨上去。但是，不挂钩煤价的那部分利润占比的提升，却是稳定煤电企业利润的恒定因素。这部分利润的来源，包括辅助服务收益和容量电费两大块。

在辅助服务方面，据国家能源局统计，2023年上半年，火电参与辅助性服务收入254亿元，相当于近3万亿度火电每度电增加了1.2分钱的收入。未来绿电电量将从1万亿增加到3万亿，火电辅助服务扩容，辅助服务收益还会水涨船高。

容量电价有和辅助服务相类似的效果。在现有定价机制下，火电厂极易受上游煤炭涨价的影响出现巨额亏损，而容量电价的推出则可将火电厂的固定成本分担出去，减轻火电企业负担，是“旱涝保收”的托底措施。

目前，容量电价政策细节还没有正式公布，但预期补贴力度在每千瓦100元左右（这相当于火电成本的30%）。按照全国火电装机量测算，整体容量电价的盘子在1100-3700亿元左右。国家能源局年初曾有披露，2022年全国煤电企业辅助服务补偿收益约320亿元，容量电费将使得火电行业的总补贴提升3倍以上。

能够获得稳定的辅助服务收益+容量电费，对煤电企业来说无疑是“雪中送炭”。

须知2021年，光是五大发电集团旗下煤电上市公司就合计亏损近300亿元；2022年，华能国际续亏73.87亿元，大唐发电续亏4.1亿元；而来自中电联的数据显示，2023年上半年，大型发电集团煤电亏损面仍在50%左右。

很有必要的容量电价

即使2021年、2022年那样的煤电巨亏不再重演，煤电也仍然需要获得容量电费以支撑其未来发展。

为什么这么说？随着新能源持续大比例接入，煤电的未来定位将转向“支撑性”电源，越来越多的煤电要转向新能源调峰、提供辅助性服务，其利用小时数势将持续走低。

现有机组的发电小时数，平均不到4500小时，进一步下降后盈利能力难以保障。加之，煤电厂需要日常人员值守，机组也需要相应维护费用。若煤电机组平时总是处于备用状态，煤电厂的成本将高到难以生存。

尽管国家正着力增加新能源电力调峰成本的分摊主体，但截至目前，电力调峰60%的费用仍由火电集团出，为此，电力集团年度输血在200亿元以上。业内戏谑称之为“猪八戒吃猪蹄——自己吃自己”。未来伴随着新能源日益成为主体电源，这一费用还将滚雪球式增长。

对此，业内人士早有共识，在煤电角色定位的转换中，要缓解“煤电顶牛”“煤新顶牛”，需要重视煤电容量市场的作用。容量市场，能使可靠的发电机组在不确定性较高的电量市场以外获得稳定收入，实现容量成本回收，以保证电力系统在高峰负荷时有足够的发电容量冗余。

北京大学能源研究院此前曾多次呼吁，中国容量市场的缺失，将导致传统煤电机组在利用小时不断走低的情况下出现大面积亏损，无法发挥对电力系统的兜底保障作用。当前，国内辅助服务市场也面临产品单一、补偿机制不合理等一系列问题。出台煤电容量电价机制，就如同打上了一块结实的政策“补丁”。

正是基于强现实需求，山东、广东、云南等省份已经率先建立煤电调节容量市场。以云南为例，2023年1月1日起，云南省就将按照各类电源、用户的不同需求，分摊调节容量成本。

水电大省云南的煤电机组很少，平常发电量少，发电利用小时很低。过去为了应对水电阶段性短缺，云南对煤电一直有政策性保护手段。云南水电的部分价格就包含了煤电保供成本，这就相当于煤电容量电价。但原来保护煤电多是行政手段，而现在的容量电价是要用市场方式来保证煤电生存。

据了解，云南煤电容量市场机制设计更偏向于辅助服务，主要鼓励云南风电和光伏发电企业自行向省内煤电企业购买系统调节服务，作为新能源的“电池”储备，替代储能服务，侧重短期运行，以促进新能源消纳和发展，同时激励煤电机组灵活性改造。

而现在，容量电价是到了从局地向全国铺开的时候了，这是电力市场改革的一件大事。

推容量电价不代表“涨电价”

容量电价政策出台需要什么契机？最佳契机是煤电降价的时候。

很多行业人士和专家都认为，目前的煤价下行阶段推出容量电价，可以做到改革的同时不增加下游成本。给火电容量电价的同时，还可以配套电量电价下调，这样就确保火电合理收益，改变电价构成，下游用户也可以接受。

如此说来，短期看容量电价肯定不是一个“涨电价”的改革。

但长期来看，容量电价改革很难不涉及到用电价格的调整。

以山东为例，在2020及2022年两版容量补偿电价相关政策中均明确表明，山东容量市场运行前，参与电力现货市场的发电机组容量补偿费用从用户侧收取，包含全网所有市场化用户用电量，电价标准暂定为每千瓦时0.0991元。

实际执行中，居民用电和农业用电不能调整，容量电费承担主体或以工商业用户为主。假设全国火电装机为 14亿千瓦，每千瓦补偿100元，那么补偿金额大约为1400亿元。根据全国工商业用电历年来的增长情况，可以算出电价的上涨幅度大约为1.6%左右。

然而，随着中国经济增速下滑，工商业用户电价的上涨又有多大的空间呢？所以说，容量电价出台，当然能够让煤电企业的盈利更加稳定，但是指望着容量电价一举扭转煤电面临的“煤电顶牛”“煤新顶牛”难题，恐怕也不够实际。

并且，一味强调容量电价，执行得过了头也会产生“副作用”。近两年来，各地新建煤电的热情又开始高涨，煤电出现“井喷”态势，即使是在大面积亏损下，都没能压制住煤电密集上马。一旦有了容量电价的保底，各地就更有动力兴建煤电，煤电去产能的难度就更大了。