（原标题：火电行业公共事业化？—分析容量电价政策的影响）
长期以来，火电和煤炭两个行业处于跷跷板两端，当动力煤价格上涨时，火电企业发电成本上升，在电力保供压力下，不得不面对某些年份的巨额亏损，火电企业利润受煤价影响大，市场把火电股当成周期股的判断深入人心。
2023年11月10日国家发展改革委、能源局联合发布了《关于建立煤电容量电价机制的通知》，宣布自2024年开始实施煤电容量电价制度。引入容量电价，火电企业收入逻辑将产生较大变化，由过去的电量利润变为电量利润+容量利润，盈利稳定性提高，火电企业的公共事业属性将持续增强，接下来具体分析拆解。
以往火电企业仅能通过单一的电量电价来收回成本，收入由发电量决定，发多少电收多少钱。现在电价改革，引入容量电价，变为两部制电价模式。
火电企业成本主要由两部分组成：火电机组成本和煤炭成本。容量电价即根据企业的火电装机容量给予相应的补贴，有助于企业回收煤电机组固定成本；电量电价仍然通过市场化交易决定，发多少电收多少钱。
之所以引入容量电价，是基于“双碳”的要求。虽然新能源装机量、发电量不断增加，但新能源发电受天气影响较大，连续性无法保证，对电网稳定性有一定冲击；相比之下，改造后的火电能够在短时间内调节发电功率，稳定性强，灵活性高，是电力系统的重要支撑。
同时，随着碳达峰的持续推进，未来火电装机及发电量占比会逐步降低，会导致火电机组闲置时间增加，若继续一部制电价模式，火电企业需要更长的时间回收成本，参与碳达峰的积极性降低。为了兼顾电力系统的稳定和火电企业的效益，国家就增加了容量电价，帮助火电企业更快收回固定成本，提高火电企业参与灵活性改造和碳达峰的积极性。
容量电价政策的推出，对火电企业的好处是利润端更平稳，虽然电量电价仍受煤炭价格影响，但有了容量电价对固定成本的补贴，利润表现会平滑一些。
在运营的公用煤电机组需开展灵活性改造、参与调峰调频才能获得容量收益。根据发改委和国家能源局的规定，用于计算容量电价的煤电机组固定成本为330元/千瓦时·年。通过容量电价回收的固定成本比例，综合考虑各地电力系统需要、煤电功能转型情况等因素确定：
（1）对云南、四川、河南、重庆、青海、广西、湖南7个煤电转型速度较快的地区，按照50%的比例，即165元/千瓦时·年；
（2）其他地区按30%，即100元/千瓦时·年；
（3）2026年起，转型速度较快的地区应提升至不低于70%，即231元/千瓦时·年；其余地区应提升至不低于50%，即165元/千瓦时·年。
简单按2022年各地火电利用小时数计算，容量电价实施后，对应度电收入为2-5.5分。
按各火电公司2022年底煤电装机规模以及当前容量补贴标准计算，若煤电机组全部参与容量电价，2024年容量电价对应净利润占2023年Wind一致预期净利润比例为19%-69%。
1、地方政策明确支持
截至目前，已出台2024年电力中长期交易方案的地区，均明确了容量电价在电量电价外独立运行，火电运营商可在电量电价外拿到容量电价收益。
2、实际电量分摊符合预期
煤电容量电费纳入系统运行费用中，每月由工商业用户按当月用电量比例分摊，不会影响普通居民。
根据享能汇公众号数据，从2024年1月电网代理购电价格明细来看，大多数地区的用户侧煤电容量电费分摊在1分-2分/千瓦时区间，符合预期，分摊水平较高三个省份均为当前容量补贴165元/千瓦水平的地区。
总的来看，虽然容量电价的引入，有助于火电企业尽早回收成本，提高盈利的稳定性，公共事业属性增强。在参与容量电价的火电企业中，重点关注分红政策较好、新能源业务有较好增长的公司。
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