容量电价落地，火电的价值要重估了？
图片来源@视觉中国
文｜读懂财经
在投资人眼里，火电几乎是一个负资产的存在。不仅受到新能源挤压，上游煤炭动不动涨价，也让火电厂动不动就亏损。过去两年，火电行业亏损的比例高达77%、63%。
但回归产业层面，火电在新电力体系中的重要性却在不断提升。由于新能源发电存在不稳定性和波动性，火电对电力系统稳定的重要性开始凸显。这背后是火电角色的变化——作为稳定可控的电源，煤电正在由主体电源转为调节电源，成为电力系统中辅助服务的主要提供者。
随着容量电价的出台，为火电厂提供了一个新的盈利模式，即通过辅助服务进行价值变现。根据券商预测，容量电价的未来的市场空间在2024年就将达到1100亿元左右。
从这一点上，火电资产的价值重估大概率将发生。
新电力体系下的“角色变化”
在解释容量电价前，我们有必要先对如今的电力结构有一个清晰的认识。
这几年，随着新能源的崛起，新能源的占比也在逐年提升。根据国家能源局数据，截至2023年7月，国内风电装机约3.9亿千瓦， 相比于2022年底增加约0.3亿千瓦，同比增长14.3%，光伏发电装机约4.9亿千瓦，相比于2022年底增加约1.0亿千瓦，同比增长42.9%，风光合计装机占比达到 32.3%，2023上半年风光发电量占比达到 12.8%。伴随电力结构转型，2011-2022 年，火电发电量占比由 82.8%下降至 69.8%
在这样的结构下，煤电的角色也在发生变化。简单来说，煤电由主体电源转为调节电源，煤电作为稳定可控的电源，在转型后将成为电力系统中辅助服务的主要提供者。
原因不难理解，由于风光发电对自然条件依赖较大，发电存在不稳定性和波动性。就拿风电来说，日波动最大幅度可达装机容量的80%，且呈现一定的反调峰特性。在这种情况下，火电机组的机电特性可为电力系统稳定和平衡贡献重要支撑，对保障供电可靠性具有重要意义。
但随之也带来一个问题，由于风光消纳优先，火电利用小时下降成必然性趋势，加上在现有定价机制下，火电厂极易受上游煤炭涨价的影响出现巨额亏损，如果在这个时候，还要负担固定资产折旧带来的额外成本，无疑会加剧火电行业的负担。随着火电的收益在不断下降，导致没有人愿意投资火电。因此，新型电力系统建设需要建立传统电源的容量成本回收机制，于是容量电价也登上了历史舞台。
此前，在推进电力体制改革的多个文件中，都曾提及容量电价机制。例如，1439号文中提到“探索建立市场化容量补偿机制”；118号文提到“加快应急备用和调峰电源能力建设，建立健全成本回收机制”。
从本质上说，容量机制的作用在于让灵活性调节电源回收发运成本以外的其他成本，补偿其在电力系统中的定位从基荷电源转变为调节电源后、利用小时数下降而导致无法回收的成本，获取合理收益。
所以，与其将容量电价理解为火电厂的托底政策，不如将其理解为在电力新形势下，火电资产的一种新的盈利模式，即通过辅助服务进行价值变现。
容量电价，火电厂的盈利新模式
在现有的两部制电价下，将上网电价分为基本电价与电度电价。。
其中，容量电价就属于基本电价，它反映电力工业企业成本中的容量成本，即固定费用部分（类似固定电话的座机费）。
从定价上说，容量补偿将以单位容量固定成本为依据核算容量电价补偿上限，以机组有效容量为依据核算机组可补偿容量。
根据科普中国，容量电价代表电力工业企业成本中的容量成本，即固定资产投资费用，在计算容量基本电费时，以客户设备容量或客户最大负荷需求量为单位，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，而与其实际用电量无关。也就是说，容量电价的价格只与发电厂的固定成本挂钩，包括发电厂类型、投资费用、还贷利率和折旧方式等因素。
对于不同能源，容量电价也是不同的，大致可以按电力供应稳定性来评估。稳定性越强，那么容量电价补贴的往往越多，稳定的新能源电也能稳定拿到容量电价。按照山东省的排序是，核电98%，抽蓄96%，煤电89.4%，风电19.5%，光伏15%。
从目前看，容量电价的定价原则包括两类：一种是会计成本法制定容量电价，发电厂可通过容量电费回收全部固定投资；另一种是边际成本法制定容量电价，是反映系统电力平衡能力的信号，但不能合理保证回收固定成本。
如今，容量补偿政策已经在山东、广东等省份有了落地。其中，山东省首次规定容量电价补偿机制，并向用户侧收取容量补偿费用。
2022年4月，山东省发改委印发《关于电力现货市场容量补偿电价有关事项的通知》（鲁发改价格〔2022〕247号），文中规定：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，电价标准暂定为每千瓦时0.0991元（含税）。
而云南省则是按照电源及用户需求分摊调节容量成本。2022年12月，《云南省燃煤发电市场化 改革实施方案( 试行)》规定燃煤发电企业最大发电能力和最小发电能力之间的可调节空间参与调节容量市场交易，试行期先按烟煤无烟煤额定装机容量的40%参与燃煤发电调节容量市场交易，并根据市场供需变化动态调整。燃煤发电调节容量价格由买卖双方在220元/千瓦·年上下浮动30%区间范围内自主协商形成。
可以肯定的是，随着容量机制落地，将全面提升火电企业盈利稳定性，这也将极大改善火电资产在资本市场的尴尬处境。
火电资产走向重估时刻
在资本市场，火电一直是受到投资人“歧视”的板块。就拿同为电力板块的长江电力来说，长江电力2017年以来（截至2023.9.8）的PB均值达到2.7倍，而同期的火电板块的PB只有1.1倍左右。
其实，火电资产的尴尬处境也怨不得投资人，实在是其表现太不给力。一方面，火电不断受到新能源的冲击；另一方面，前两年煤炭价格上涨也让火电厂们苦不堪言。21、22 年火电行业亏损面分别高达 77%、63%。
但随容量机制的落地，这一切将得到彻底变化。说一组数据：
截至2023年上半年，全国火电装机在14亿千瓦左右，按山东省每千瓦补偿100元计算，补偿金额大约为1400亿元。国家能源局年初披露，2022年全国煤电企业辅助服务补偿收益约320亿元。换句话说，容量电费将使得火电行业的总补贴提升3倍以上。
根据券商预测，容量电价的未来的市场空间在2024年达到1100亿元左右。政策预计煤电机组经营期内固定成本约330元/kW，在2024-2025暂时按30%予以补偿，2026年起按50%以上补偿。目前我国煤电装机11.2亿kW，24年初步对应1100亿元，26年对应1800亿，全容量则对应3700亿元。
短期来看，容量机制对煤机规模大、利用小时数低的企业业绩边际改善更大。按国金证券的研报测算，容量电费对13家火电上市公司的业绩影响将超过10%，其中业绩对容量电费的敏感性排名前五的上市公司分别为*ST 金山、 豫能控股、华银电力、永泰能源与建投能源。
长远来看，随着煤电侧电价的细化拆分逐渐完成，意味着各类电源“以煤电为锚”的传统定价方式行将解体。这为接下来进行更大规模的全电量电力市场化改革打下了坚实的基础。在这个过程中，电力资产的表现值得期待。