容量電價呼之欲出 火電企業(yè)價值或迎重估

　　9月12日，大連熱電漲停，華能國際、華電國際、杭州熱電、皖能電力等火電股跟漲。中國證券報記者從業(yè)內人士處了解到，目前市場關注火電容量電價改革政策預期，火電企業(yè)有望在該政策的刺激下增厚利潤。

　　目前，我國部分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(yè)內預計，未來將有更多省份出臺容量電價相關政策，有望抬升火電板塊整體估值。

　　政策出臺迎較好時間窗口期

　　受益于火電容量電價改革預期，9月12日，火電板塊領漲。

　　目前，我國已經開啟容量補償機制，抽水蓄能和天然氣已經實行容量電價。5月15日，國家發(fā)改委印發(fā)的《關于第三監(jiān)管周期省級電網輸配電價及有關事項的通知》(簡稱《通知》)明確，用戶側用電費用包括系統(tǒng)運行費用，而系統(tǒng)運行費用包括容量電價和輔助服務費用。業(yè)內人士認為，這預示著容量電價的成本都將由用戶承擔，相關成本疏導通路已經完全打開。

　　《通知》公布了在運及2025年底前擬投運的48座抽水蓄能電站的核定容量電價。根據最新公布的抽水蓄能容量電價表，各電站容量電價區(qū)別較大。其中，最高的為安徽省響洪甸電站，容量電價達823.34元/千瓦，河北潘家口電站容量電價最低，僅為289.73元/千瓦。西南證券分析認為，短期來看，由于部分電站容量電價低于預期，本次核定降低了部分企業(yè)的盈利能力。但長期來看，《通知》出臺釋放了清晰的電價信號，提升了抽水蓄能電站的盈利穩(wěn)定性。

　　申萬宏源公用事業(yè)分析師查浩在接受記者采訪時表示，容量電價更重要的是改善火電收益結構，提高傳統(tǒng)電源建設的意愿。目前煤價處于相對低位，正是推出容量電價政策較好的時間窗口期。

　　目前，我國正在建立中長期市場、現(xiàn)貨市場、輔助服務市場、容量電價和碳市場為主的五位一體綜合性電力市場，為我國長期的新能源轉型提供最基本的機制支持。

　　“新能源滲透率進一步提高，但新能源在高峰時期難以提供有效的電力支撐，傳統(tǒng)電源的建設不可或缺。新能源逐漸成為電量主體，必然會降低傳統(tǒng)電源(主要是火電)的利用率，回過頭來又會降低傳統(tǒng)電源的預期收益，進而降低傳統(tǒng)電源投資意愿。因此，新型電力系統(tǒng)建設需要建立傳統(tǒng)電源的容量成本回收機制。”查浩告訴記者。

　　火電板塊估值或被重塑

　　多家機構認為，火電容量電價政策出臺利好電力運營商和火電設備商等。

　　“容量電價出臺后將改善火電機組收益結構，火電運營商有望從周期屬性逐步向公用事業(yè)屬性切換，其估值有望提升。”查浩稱。

　　查浩表示，容量電價出臺將解決火電建設意愿不足的問題，促進火電機組更新?lián)Q代的進程，因此火電容量電價政策將利好火電設備商。此外，容量電價出臺將解決火電低利用率下的收益問題，從而推動靈活性改造大規(guī)模開展。

　　值得一提的是，眼下，我國已有部分省份開始實行容量電價政策，山東、廣東、云南已經開啟試點，但由于不同省份能源結構和電力供需不同，容量電價政策也有一定差異。業(yè)內預計，未來或將有更多省份出臺相關政策，火電企業(yè)利潤有望增厚。

　　2020年4月下發(fā)的《關于電力現(xiàn)貨市場燃煤機組試行容量補償電價有關事項的通知》規(guī)定，在容量市場運行之前，參與電力現(xiàn)貨市場的燃煤發(fā)電機組試行容量補償電價，補償費用從用戶側收取，容量補償電價標準暫定為0.0991元/千瓦時。

　　2022年12月出臺的《云南省燃煤發(fā)電市場化改革實施方案》規(guī)定，燃煤發(fā)電企業(yè)最大發(fā)電能力和最小發(fā)電能力之間的可調節(jié)空間參與調節(jié)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(fā)電調節(jié)容量市場交易，并根據市場供需變化動態(tài)調整。

　　來源：中國證券報 記者 劉楊