煤電容量電價機制出臺　火電價值重估進行時

袁京力

2023年11月10日，國家發改委、能源局聯合關于建立煤電容量電價機制的通知，要求從2024年1月1日起在全國推進容量電價制度，各地區根據新能源建設進程的不同情況，對火電企業的靈活性改造給予不同程度的補貼，從用戶需求側對火電企業給予了一定的增量補貼收益。

在2023年動力煤長協價中樞下移的背景下，火電電價因為燃料成本下降存在下跌風險，煤電容量電價的出臺，把火電電價分為電量電價（以電量衡量的電價）和容量電價，降低了電價下跌的風險，且在煤炭供給穩定增加及進口煤大幅增加情況下，火電企業還能繼續自2022年下半年以來的盈利改善之路。

傳統能源發電（火電、水電等）具備一定的調節能力，而風電、光伏等新能源存在處理波動、無功缺失等特性，隨著新能源裝機比例的提高，對電力輔助服務的需求提升，為了激勵火電改造、挖掘調峰潛力，2021年，華北區域首創調峰容量市場，通過煤電容量電價給予火電企業一定的收益補貼，為火電調峰帶來增量收益，助力火電回收靈活性改造成本。

2013年至2022年，中國電力總需求量從5.32萬億千瓦時增加至8.64萬億千瓦時，年復合增速為5.5%，當前燃煤發電機組仍是中國電力系統的主體，在電能量保供中發揮了“壓艙石”的作用。

2023年1-9月，中國火電發電量為4.64萬億千瓦時，占總發電量的70.1%。

煤電是中國最重要、成本較低的支撐性能源調節器，在電力比重中占約70%，由于新能源裝機比例的不斷上升，煤電發電量增幅也受到限制，煤電平均發電小時也從2008年5338小時的高位下降至2022年的4379小時，煤電機組越來越多時間“備而不用”，在電價長期相對穩定的情況下，再加上受2016年煤炭供給側改革帶來的煤價攀升，以及2021年的全球大宗商品價格爆漲，火電投資的回報日趨走低，常年處于虧損的狀態，通過單一電量電價難以完全回收成本，這大大影響了煤電企業投資熱情，從而帶來能源安全隱患。

比如，山東光伏裝機較多，2023年5月節假日等原因供需倒掛，電力市場連續出現22小時的負電價，火電無法覆蓋成本。

此外，高溫酷暑天氣也給水電大省帶來保供挑戰，需要回收一定比例固定成本，提升火電企業積極性。

為此，煤電容量電價補償機制在地方開始試點。

最初，該機制在光伏發電量最高的山東、西北及東北等區域進行了嘗試，直至此次國家發改委、能源局出臺相關文件，正式在全國推出，從2024年1月1日開始實行。各地煤電容量電費納入系統運行費中，每月由工商業用戶按照當月用電量按比例分攤，由電網企業按月發布，滾動清算。

本次政策最大的特點是按照回收煤電機制一定比例固定成本的方式確定，2024-2025年全國各地根據具體情況按照煤電機組固定成本330元/KW的30%、50%確定，2026年各地比例不低于50%。

就整個煤電行業而言，假設煤電機組每年經營期內固定成本實現全國統一標準在330元/KW情況下，2023年煤電機組12億千瓦以及2023年進入市場化交易的煤電長協交易電量為49615億千瓦時，光大證券測算：按照30%比例補貼（對應99元/KW補貼），容量補貼總量為1188億元，對應容量電費為0.024元/千瓦時；按照50%比例補貼（對應165元/KW補貼），容量補貼總量為1980億元，對應的容量電費為0.04元/千瓦時。

光大證券指出，短期看，由于電價預期小幅下降，煤電總體價格水平基本穩定，電價下降將帶動水電、核電、新能源等其他電源參與市場交易部分電量的電價下行，工商業用戶終端用電成本有望穩中略降；長期看，該機制的形成引導煤電、新能源等市場參與者充分競爭，全力優化電力資源配置，提升整個電力系統的經濟性，進而降低終端用戶的用電成本。

煤電企業的盈利主要受電價和燃煤成本的影響，長期以來，由于電價調整的滯后性以及煤炭行業長期處于強勢地位，煤電企業常年虧損或者回報不高。

以火電龍頭華能國際為例，自2000年以來，公司僅在2013年至2015年ROE超過15%，這主要是煤價下跌所致，離巴菲特好公司要求（連續10年ROE達15%）差距甚遠。從行業來看，煤炭價格2006年至2011年持續高位，火電企業盈利能力下降乃至出現巨虧，此后2012年至2015年，受益煤炭價格下跌，火電企業業績出現大幅反彈，但從2016年之后又出現逆轉，尤其是在煤價一飛沖天的2021年、2022年，煤電企業更是陷入巨虧之中。為此，2021年10月，國家發改委發布新政，全面放開燃煤上網電價，燃煤發電市場交易電價上下浮動不超過20%，高耗能企業不限。

自2022年下半年以來，由于長協價保障比例的上升及煤價的下行，火電企業盈利改善，考慮到煤價下行，火電電量價格亦有下降風險，容量電價適時出臺有望及時保障火電機組盈利，短期看綜合電價水平有望企穩，既滿足發電側盈利要求，同時亦不對用戶側造成過大壓力和阻力。

煤電容量電價的推出有望為煤電行業帶來千億元以上的電價補貼，止住了電價下跌的預期，煤電企業盈利修復之路得以持續。

具體到公司則受熱不均，據國盛證券測算，以2022年的上網電量計算，A股火電上市公司中，華能國際、國電電力、華電國際、大唐國際和浙能電力排名前五位，容量電價補貼金額分別為95.12億元、82.8億元、50.32億元、47.66億元和30.26億元。

從對盈利的彈性角度看，來自國信證券的數據顯示，皖能電力、江蘇國信、建投能源、寶新能源、長源電力獲得的容量補貼分別為7.94億元、13.05億元、8.47億元、4.21億元和6.36億元，以2022年的盈利為基數，貢獻的業績彈性分別為660.72%、518.34%、349.01%、252.2%、240.69%。

此外，燃料成本的同比下行至少能持續到2024年一季度，火電股業績改善的時間窗口依然能延續。

2023年以來，進口煤的放開改善了動力煤的供給，也對煤炭價格的上行形成制約。

據海關總署數據，10月中國進口煤炭3599萬噸，同比增長23.3%，雖然環比連續兩個月出現下降，但1-10月累計進口3.84億噸，同比增加66.8%。

此外，據國家統計局數據，2023年1-10月，中國生產原煤38.3億噸，同比增長3.1%，其中10月份生產原煤3.9億噸，同比增長3.9%，增速較9月份加快3.4個百分點，日均產量為1254萬噸。

產量的增加也帶來了庫存的高位和價格同比出現大幅下降。

截至2023年11月10日，Mysteel調研全國55個港口樣本，動力煤庫存為6978萬噸，周環比增加11.5萬噸，處于高位水平。

從煤炭價格看，2023年一至三季度，動力煤長協價分別為726元/噸、717元/噸和701元/噸，每噸同比分別上漲3元、下跌2元、下跌17.7元，即便是面對夏季用電高峰，動力煤價格環比也出現下跌，而這種趨勢有望延續到2023年第四季度。

截至2023年11月10日的一周，秦港5500卡動力煤價為952元/噸，同比下降597元（跌幅達到38.5%），有較大程度的下跌。

天風證券統計顯示，截至10月27日，秦皇島港Q5500煤價為974元/噸，環比前一日下降2元/噸，煤價在經歷短期的階段性上漲后，再次進入下行通道。

季度對比看，2023年前三季度對應市場煤價分別同比降低約-244元、264元及375元/噸，而2023年9月1日至10月27日，市場煤價約958元/噸，相比上年同期降低約527元/噸，降幅仍在擴大。另外，在2023年一季度動力煤價處于較高水平的情況下，2024年一季度火電燃煤價格或仍存在較大的下降空間；疊加長協煤簽訂比例的持續提高，火電板塊有望維持逐季改善的趨勢。

即便11月上旬的煤炭價格小幅反彈也不足懼。海通國際認為，11月初寒潮致電廠日耗顯著回升，疊加冬儲需求支撐，港口煤價快速反彈回升；不過考慮到港口及電廠庫存偏高，長協煤及進口供應的支撐，預計煤炭價格反彈有限。