今天小編分享的财經經驗：容量電價落地，火電的價值要重估了？，歡迎閱讀。
圖片來源 @視覺中國
文｜讀懂财經
在投資人眼裡，火電幾乎是一個負資產的存在。不僅受到新能源擠壓，上遊煤炭動不動漲價，也讓火電廠動不動就虧損。過去兩年，火電行業虧損的比例高達 77%、63%。
但回歸產業層面，火電在新電力體系中的重要性卻在不斷提升。由于新能源發電存在不穩定性和波動性，火電對電力系統穩定的重要性開始凸顯。這背後是火電角色的變化——作為穩定可控的電源，煤電正在由主體電源轉為調節電源，成為電力系統中輔助服務的主要提供者。
随着容量電價的出台，為火電廠提供了一個新的盈利模式，即通過輔助服務進行價值變現。根據券商預測，容量電價的未來的市場空間在 2024 年就将達到 1100 億元左右。
從這一點上，火電資產的價值重估大概率将發生。
新電力體系下的 " 角色變化 "
在解釋容量電價前，我們有必要先對如今的電力結構有一個清晰的認識。
這幾年，随着新能源的崛起，新能源的占比也在逐年提升。根據國家能源局數據，截至 2023 年 7 月，國内風電裝機約 3.9 億千瓦， 相比于 2022 年底增加約 0.3 億千瓦，同比增長 14.3%，光伏發電裝機約 4.9 億千瓦，相比于 2022 年底增加約 1.0 億千瓦，同比增長 42.9%，風光合計裝機占比達到 32.3%，2023 上半年風光發電量占比達到 12.8%。伴随電力結構轉型，2011-2022 年，火電發電量占比由 82.8% 下降至 69.8%
在這樣的結構下，煤電的角色也在發生變化。簡單來說，煤電由主體電源轉為調節電源，煤電作為穩定可控的電源，在轉型後将成為電力系統中輔助服務的主要提供者。
原因不難理解，由于風光發電對自然條件依賴較大，發電存在不穩定性和波動性。就拿風電來說，日波動最大幅度可達裝機容量的 80%，且呈現一定的反調峰特性。在這種情況下，火電機組的機電特性可為電力系統穩定和平衡貢獻重要支撐，對保障供電可靠性具有重要意義。
但随之也帶來一個問題，由于風光消納優先，火電利用小時下降成必然性趨勢，加上在現有定價機制下，火電廠極易受上遊煤炭漲價的影響出現巨額虧損，如果在這個時候，還要負擔固定資產折舊帶來的額外成本，無疑會加劇火電行業的負擔。随着火電的收益在不斷下降，導致沒有人願意投資火電。因此，新型電力系統建設需要建立傳統電源的容量成本回收機制，于是容量電價也登上了歷史舞台。
此前，在推進電力體制改革的多個檔案中，都曾提及容量電價機制。例如，1439 号文中提到 " 探索建立市場化容量補償機制 "；118 号文提到 " 加快應急備用和調峰電源能力建設，建立健全成本回收機制 "。
從本質上說，容量機制的作用在于讓靈活性調節電源回收發運成本以外的其他成本，補償其在電力系統中的定位從基荷電源轉變為調節電源後、利用小時數下降而導致無法回收的成本，獲取合理收益。
所以，與其将容量電價理解為火電廠的托底政策，不如将其理解為在電力新形勢下，火電資產的一種新的盈利模式，即通過輔助服務進行價值變現。
容量電價，火電廠的盈利新模式
在現有的兩部制電價下，将上網電價分為基本電價與電度電價。。
其中，容量電價就屬于基本電價，它反映電力工業企業成本中的容量成本，即固定費用部分（類似固定電話的座機費）。
從定價上說，容量補償将以部門容量固定成本為依據核算容量電價補償上限，以機組有效容量為依據核算機組可補償容量。
根據科普中國，容量電價代表電力工業企業成本中的容量成本，即固定資產投資費用，在計算容量基本電費時，以客戶設備容量或客戶最大負荷需求量為部門，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，而與其實際用電量無關。也就是說，容量電價的價格只與發電廠的固定成本挂鉤，包括發電廠類型、投資費用、還貸利率和折舊方式等因素。
對于不同能源，容量電價也是不同的，大致可以按電力供應穩定性來評估。穩定性越強，那麼容量電價補貼的往往越多，穩定的新能源電也能穩定拿到容量電價。按照山東省的排序是，核電 98%，抽蓄 96%，煤電 89.4%，風電 19.5%，光伏 15%。
從目前看，容量電價的定價原則包括兩類：一種是會計成本法制定容量電價，發電廠可通過容量電費回收全部固定投資；另一種是邊際成本法制定容量電價，是反映系統電力平衡能力的信号，但不能合理保證回收固定成本。
如今，容量補償政策已經在山東、廣東等省份有了落地。其中，山東省首次規定容量電價補償機制，并向用戶側收取容量補償費用。
2022 年 4 月，山東省發改委印發《關于電力現貨市場容量補償電價有關事項的通知》（魯發改價格〔2022〕247 号），文中規定：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，電價标準暫定為每千瓦時 0.0991 元（含稅）。
而雲南省則是按照電源及用戶需求分攤調節容量成本。2022 年 12 月，《雲南省燃煤發電市場化 改革實施方案 ( 試行 ) 》規定燃煤發電企業最大發電能力和最小發電能力之間的可調節空間參與調節容量市場交易，試行期先按煙煤無煙煤額定裝機容量的 40% 參與燃煤發電調節容量市場交易，并根據市場供需變化動态調整。燃煤發電調節容量價格由買賣雙方在 220 元 / 千瓦 · 年上下浮動 30% 區間範圍内自主協商形成。
可以肯定的是，随着容量機制落地，将全面提升火電企業盈利穩定性，這也将極大改善火電資產在資本市場的尴尬處境。
火電資產走向重估時刻
在資本市場，火電一直是受到投資人 " 歧視 " 的板塊。就拿同為電力板塊的長江電力來說，長江電力 2017 年以來（截至 2023.9.8）的 PB 均值達到 2.7 倍，而同期的火電板塊的 PB 只有 1.1 倍左右。
其實，火電資產的尴尬處境也怨不得投資人，實在是其表現太不給力。一方面，火電不斷受到新能源的衝擊；另一方面，前兩年煤炭價格上漲也讓火電廠們苦不堪言。21、22 年火電行業虧損面分别高達 77%、63%。
但随容量機制的落地，這一切将得到徹底變化。說一組數據：
截至 2023 年上半年，全國火電裝機在 14 億千瓦左右，按山東省每千瓦補償 100 元計算，補償金額大約為 1400 億元。國家能源局年初披露，2022 年全國煤電企業輔助服務補償收益約 320 億元。換句話說，容量電費将使得火電行業的總補貼提升 3 倍以上。
根據券商預測，容量電價的未來的市場空間在 2024 年達到 1100 億元左右。政策預計煤電機組經營期内固定成本約 330 元 /kW，在 2024-2025 暫時按 30% 予以補償，2026 年起按 50% 以上補償。目前我國煤電裝機 11.2 億 kW，24 年初步對應 1100 億元，26 年對應 1800 億，全容量則對應 3700 億元。
短期來看，容量機制對煤機規模大、利用小時數低的企業業績邊際改善更大。按國金證券的研報測算，容量電費對 13 家火電上市公司的業績影響将超過 10%，其中業績對容量電費的敏感性排名前五的上市公司分别為 *ST 金山、 豫能控股、華銀電力、永泰能源與建投能源。
長遠來看，随着煤電側電價的細化拆分逐漸完成，意味着各類電源 " 以煤電為錨 " 的傳統定價方式行将解體。這為接下來進行更大規模的全電量電力市場化改革打下了堅實的基礎。在這個過程中，電力資產的表現值得期待。
