通过容量电价机制的安排，电价下调对火电行业的影响得到对冲，再加上煤炭价格下跌，火电股盈利修复之路尚能持续。

　　袁京力/文

　　2023年11月10日，国家发改委、能源局联合关于建立煤电容量电价机制的通知，要求从2024年1月1日起在全国推进容量电价制度，各地区根据新能源建设进程的不同情况，对火电企业的灵活性改造给予不同程度的补贴，从用户需求侧对火电企业给予了一定的增量补贴收益。

　　在2023年动力煤长协价中枢下移的背景下，火电电价因为燃料成本下降存在下跌风险，煤电容量电价的出台，把火电电价分为电量电价(以电量衡量的电价)和容量电价，降低了电价下跌的风险，且在煤炭供给稳定增加及进口煤大幅增加情况下，火电企业还能继续自2022年下半年以来的盈利改善之路。

　　容量电价重塑

　　传统能源发电(火电、水电等)具备一定的调节能力，而风电、光伏等新能源存在处理波动、无功缺失等特性，随着新能源装机比例的提高，对电力辅助服务的需求提升，为了激励火电改造、挖掘调峰潜力，2021年，华北区域首创调峰容量市场，通过煤电容量电价给予火电企业一定的收益补贴，为火电调峰带来增量收益，助力火电回收灵活性改造成本。

　　2013年至2022年，中国电力总需求量从5.32万亿千瓦时增加至8.64万亿千瓦时，年复合增速为5.5%，当前燃煤发电机组仍是中国电力系统的主体，在电能量保供中发挥了“压舱石”的作用。

　　2023年1-9月，中国火电发电量为4.64万亿千瓦时，占总发电量的70.1%。

　　煤电是中国最重要、成本较低的支撑性能源调节器，在电力比重中占约70%，由于新能源装机比例的不断上升，煤电发电量增幅也受到限制，煤电平均发电小时也从2008年5338小时的高位下降至2022年的4379小时，煤电机组越来越多时间“备而不用”，在电价长期相对稳定的情况下，再加上受2016年煤炭供给侧改革带来的煤价攀升，以及2021年的全球大宗商品价格爆涨，火电投资的回报日趋走低，常年处于亏损的状态，通过单一电量电价难以完全回收成本，这大大影响了煤电企业投资热情，从而带来能源安全隐患。

　　比如，山东光伏装机较多，2023年5月节假日等原因供需倒挂，电力市场连续出现22小时的负电价，火电无法覆盖成本。

　　此外，高温酷暑天气也给水电大省带来保供挑战，需要回收一定比例固定成本，提升火电企业积极性。

　　为此，煤电容量电价补偿机制在地方开始试点。

　　最初，该机制在光伏发电量最高的山东、西北及东北等区域进行了尝试，直至此次国家发改委、能源局出台相关文件，正式在全国推出，从2024年1月1日开始实行。各地煤电容量电费纳入系统运行费中，每月由工商业用户按照当月用电量按比例分摊，由电网企业按月发布，滚动清算。

　　本次政策最大的特点是按照回收煤电机制一定比例固定成本的方式确定，2024-2025年全国各地根据具体情况按照煤电机组固定成本330元/KW的30%、50%确定，2026年各地比例不低于50%。

　　就整个煤电行业而言，假设煤电机组每年经营期内固定成本实现全国统一标准在330元/KW情况下，2023年煤电机组12亿千瓦以及2023年进入市场化交易的煤电长协交易电量为49615亿千瓦时，光大证券测算：按照30%比例补贴(对应99元/KW补贴)，容量补贴总量为1188亿元，对应容量电费为0.024元/千瓦时；按照50%比例补贴(对应165元/KW补贴)，容量补贴总量为1980亿元，对应的容量电费为0.04元/千瓦时。

　　光大证券指出，短期看，由于电价预期小幅下降，煤电总体价格水平基本稳定，电价下降将带动水电、核电、新能源等其他电源参与市场交易部分电量的电价下行，工商业用户终端用电成本有望稳中略降；长期看，该机制的形成引导煤电、新能源等市场参与者充分竞争，全力优化电力资源配置，提升整个电力系统的经济性，进而降低终端用户的用电成本。

　　盈利修复之路可持续

　　煤电企业的盈利主要受电价和燃煤成本的影响，长期以来，由于电价调整的滞后性以及煤炭行业长期处于强势地位，煤电企业常年亏损或者回报不高。

　　以火电龙头华能国际为例，自2000年以来，公司仅在2013年至2015年ROE超过15%，这主要是煤价下跌所致，离巴菲特好公司要求(连续10年ROE达15%)差距甚远。从行业来看，煤炭价格2006年至2011年持续高位，火电企业盈利能力下降乃至出现巨亏，此后2012年至2015年，受益煤炭价格下跌，火电企业业绩出现大幅反弹，但从2016年之后又出现逆转，尤其是在煤价一飞冲天的2021年、2022年，煤电企业更是陷入巨亏之中。为此，2021年10月，国家发改委发布新政，全面放开燃煤上网电价，燃煤发电市场交易电价上下浮动不超过20%，高耗能企业不限。

　　自2022年下半年以来，由于长协价保障比例的上升及煤价的下行，火电企业盈利改善，考虑到煤价下行，火电电量价格亦有下降风险，容量电价适时出台有望及时保障火电机组盈利，短期看综合电价水平有望企稳，既满足发电侧盈利要求，同时亦不对用户侧造成过大压力和阻力。

　　煤电容量电价的推出有望为煤电行业带来千亿元以上的电价补贴，止住了电价下跌的预期，煤电企业盈利修复之路得以持续。

　　具体到公司则受热不均，据国盛证券测算，以2022年的上网电量计算，A股火电上市公司中，华能国际、国电电力、华电国际、大唐国际和浙能电力排名前五位，容量电价补贴金额分别为95.12亿元、82.8亿元、50.32亿元、47.66亿元和30.26亿元。

　　从对盈利的弹性角度看，来自国信证券的数据显示，皖能电力、江苏国信、建投能源、宝新能源、长源电力获得的容量补贴分别为7.94亿元、13.05亿元、8.47亿元、4.21亿元和6.36亿元，以2022年的盈利为基数，贡献的业绩弹性分别为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续到2024年一季度，火电股业绩改善的时间窗口依然能延续。

　　2023年以来，进口煤的放开改善了动力煤的供给，也对煤炭价格的上行形成制约。

　　据海关总署数据，10月中国进口煤炭3599万吨，同比增长23.3%，虽然环比连续两个月出现下降，但1-10月累计进口3.84亿吨，同比增加66.8%。

　　此外，据国家统计局数据，2023年1-10月，中国生产原煤38.3亿吨，同比增长3.1%，其中10月份生产原煤3.9亿吨，同比增长3.9%，增速较9月份加快3.4个百分点，日均产量为1254万吨。

　　产量的增加也带来了库存的高位和价格同比出现大幅下降。

　　截至2023年11月10日，Mysteel调研全国55个港口样本，动力煤库存为6978万吨，周环比增加11.5万吨，处于高位水平。

　　从煤炭价格看，2023年一至三季度，动力煤长协价分别为726元/吨、717元/吨和701元/吨，每吨同比分别上涨3元、下跌2元、下跌17.7元，即便是面对夏季用电高峰，动力煤价格环比也出现下跌，而这种趋势有望延续到2023年第四季度。

　　截至2023年11月10日的一周，秦港5500卡动力煤价为952元/吨，同比下降597元(跌幅达到38.5%)，有较大程度的下跌。

　　天风证券统计显示，截至10月27日，秦皇岛港Q5500煤价为974元/吨，环比前一日下降2元/吨，煤价在经历短期的阶段性上涨后，再次进入下行通道。

　　季度对比看，2023年前三季度对应市场煤价分别同比降低约-244元、264元及375元/吨，而2023年9月1日至10月27日，市场煤价约958元/吨，相比上年同期降低约527元/吨，降幅仍在扩大。另外，在2023年一季度动力煤价处于较高水平的情况下，2024年一季度火电燃煤价格或仍存在较大的下降空间；叠加长协煤签订比例的持续提高，火电板块有望维持逐季改善的趋势。

　　即便11月上旬的煤炭价格小幅反弹也不足惧。海通国际认为，11月初寒潮致电厂日耗显著回升，叠加冬储需求支撑，港口煤价快速反弹回升；不过考虑到港口及电厂库存偏高，长协煤及进口供应的支撑，预计煤炭价格反弹有限。

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