袁京力

2023年11月10日，國(guó)家發(fā)改委、能源局聯(lián)合關(guān)于建立煤電容量電價(jià)機(jī)制的通知，要求從2024年1月1日起在全國(guó)推進(jìn)容量電價(jià)制度，各地區(qū)根據(jù)新能源建設(shè)進(jìn)程的不同情況，對(duì)火電企業(yè)的靈活性改造給予不同程度的補(bǔ)貼，從用戶需求側(cè)對(duì)火電企業(yè)給予了一定的增量補(bǔ)貼收益。

在2023年動(dòng)力煤長(zhǎng)協(xié)價(jià)中樞下移的背景下，火電電價(jià)因?yàn)槿剂铣杀鞠陆荡嬖谙碌L(fēng)險(xiǎn)，煤電容量電價(jià)的出臺(tái)，把火電電價(jià)分為電量電價(jià)（以電量衡量的電價(jià)）和容量電價(jià)，降低了電價(jià)下跌的風(fēng)險(xiǎn)，且在煤炭供給穩(wěn)定增加及進(jìn)口煤大幅增加情況下，火電企業(yè)還能繼續(xù)自2022年下半年以來(lái)的盈利改善之路。

傳統(tǒng)能源發(fā)電（火電、水電等）具備一定的調(diào)節(jié)能力，而風(fēng)電、光伏等新能源存在處理波動(dòng)、無(wú)功缺失等特性，隨著新能源裝機(jī)比例的提高，對(duì)電力輔助服務(wù)的需求提升，為了激勵(lì)火電改造、挖掘調(diào)峰潛力，2021年，華北區(qū)域首創(chuàng)調(diào)峰容量市場(chǎng)，通過(guò)煤電容量電價(jià)給予火電企業(yè)一定的收益補(bǔ)貼，為火電調(diào)峰帶來(lái)增量收益，助力火電回收靈活性改造成本。

2013年至2022年，中國(guó)電力總需求量從5.32萬(wàn)億千瓦時(shí)增加至8.64萬(wàn)億千瓦時(shí)，年復(fù)合增速為5.5%，當(dāng)前燃煤發(fā)電機(jī)組仍是中國(guó)電力系統(tǒng)的主體，在電能量保供中發(fā)揮了“壓艙石”的作用。

2023年1-9月，中國(guó)火電發(fā)電量為4.64萬(wàn)億千瓦時(shí)，占總發(fā)電量的70.1%。

煤電是中國(guó)最重要、成本較低的支撐性能源調(diào)節(jié)器，在電力比重中占約70%，由于新能源裝機(jī)比例的不斷上升，煤電發(fā)電量增幅也受到限制，煤電平均發(fā)電小時(shí)也從2008年5338小時(shí)的高位下降至2022年的4379小時(shí)，煤電機(jī)組越來(lái)越多時(shí)間“備而不用”，在電價(jià)長(zhǎng)期相對(duì)穩(wěn)定的情況下，再加上受2016年煤炭供給側(cè)改革帶來(lái)的煤價(jià)攀升，以及2021年的全球大宗商品價(jià)格爆漲，火電投資的回報(bào)日趨走低，常年處于虧損的狀態(tài)，通過(guò)單一電量電價(jià)難以完全回收成本，這大大影響了煤電企業(yè)投資熱情，從而帶來(lái)能源安全隱患。

比如，山東光伏裝機(jī)較多，2023年5月節(jié)假日等原因供需倒掛，電力市場(chǎng)連續(xù)出現(xiàn)22小時(shí)的負(fù)電價(jià)，火電無(wú)法覆蓋成本。

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

為此，煤電容量電價(jià)補(bǔ)償機(jī)制在地方開始試點(diǎn)。

最初，該機(jī)制在光伏發(fā)電量最高的山東、西北及東北等區(qū)域進(jìn)行了嘗試，直至此次國(guó)家發(fā)改委、能源局出臺(tái)相關(guān)文件，正式在全國(guó)推出，從2024年1月1日開始實(shí)行。各地煤電容量電費(fèi)納入系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)中，每月由工商業(yè)用戶按照當(dāng)月用電量按比例分?jǐn)?，由電網(wǎng)企業(yè)按月發(fā)布，滾動(dòng)清算。

本次政策最大的特點(diǎn)是按照回收煤電機(jī)制一定比例固定成本的方式確定，2024-2025年全國(guó)各地根據(jù)具體情況按照煤電機(jī)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(gè)煤電行業(yè)而言，假設(shè)煤電機(jī)組每年經(jīng)營(yíng)期內(nèi)固定成本實(shí)現(xiàn)全國(guó)統(tǒng)一標(biāo)準(zhǔn)在330元/KW情況下，2023年煤電機(jī)組12億千瓦以及2023年進(jìn)入市場(chǎng)化交易的煤電長(zhǎng)協(xié)交易電量為49615億千瓦時(shí)，光大證券測(cè)算：按照30%比例補(bǔ)貼（對(duì)應(yīng)99元/KW補(bǔ)貼），容量補(bǔ)貼總量為1188億元，對(duì)應(yīng)容量電費(fèi)為0.024元/千瓦時(shí)；按照50%比例補(bǔ)貼（對(duì)應(yīng)165元/KW補(bǔ)貼），容量補(bǔ)貼總量為1980億元，對(duì)應(yīng)的容量電費(fèi)為0.04元/千瓦時(shí)。

光大證券指出，短期看，由于電價(jià)預(yù)期小幅下降，煤電總體價(jià)格水平基本穩(wěn)定，電價(jià)下降將帶動(dòng)水電、核電、新能源等其他電源參與市場(chǎng)交易部分電量的電價(jià)下行，工商業(yè)用戶終端用電成本有望穩(wěn)中略降；長(zhǎng)期看，該機(jī)制的形成引導(dǎo)煤電、新能源等市場(chǎng)參與者充分競(jìng)爭(zhēng)，全力優(yōu)化電力資源配置，提升整個(gè)電力系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)性，進(jìn)而降低終端用戶的用電成本。

煤電企業(yè)的盈利主要受電價(jià)和燃煤成本的影響，長(zhǎng)期以來(lái)，由于電價(jià)調(diào)整的滯后性以及煤炭行業(yè)長(zhǎng)期處于強(qiáng)勢(shì)地位，煤電企業(yè)常年虧損或者回報(bào)不高。

以火電龍頭華能國(guó)際為例，自2000年以來(lái)，公司僅在2013年至2015年ROE超過(guò)15%，這主要是煤價(jià)下跌所致，離巴菲特好公司要求（連續(xù)10年ROE達(dá)15%）差距甚遠(yuǎn)。從行業(yè)來(lái)看，煤炭?jī)r(jià)格2006年至2011年持續(xù)高位，火電企業(yè)盈利能力下降乃至出現(xiàn)巨虧，此后2012年至2015年，受益煤炭?jī)r(jià)格下跌，火電企業(yè)業(yè)績(jī)出現(xiàn)大幅反彈，但從2016年之后又出現(xiàn)逆轉(zhuǎn)，尤其是在煤價(jià)一飛沖天的2021年、2022年，煤電企業(yè)更是陷入巨虧之中。為此，2021年10月，國(guó)家發(fā)改委發(fā)布新政，全面放開燃煤上網(wǎng)電價(jià)，燃煤發(fā)電市場(chǎng)交易電價(jià)上下浮動(dòng)不超過(guò)20%，高耗能企業(yè)不限。

自2022年下半年以來(lái)，由于長(zhǎng)協(xié)價(jià)保障比例的上升及煤價(jià)的下行，火電企業(yè)盈利改善，考慮到煤價(jià)下行，火電電量?jī)r(jià)格亦有下降風(fēng)險(xiǎn)，容量電價(jià)適時(shí)出臺(tái)有望及時(shí)保障火電機(jī)組盈利，短期看綜合電價(jià)水平有望企穩(wěn)，既滿足發(fā)電側(cè)盈利要求，同時(shí)亦不對(duì)用戶側(cè)造成過(guò)大壓力和阻力。

煤電容量電價(jià)的推出有望為煤電行業(yè)帶來(lái)千億元以上的電價(jià)補(bǔ)貼，止住了電價(jià)下跌的預(yù)期，煤電企業(yè)盈利修復(fù)之路得以持續(xù)。

具體到公司則受熱不均，據(jù)國(guó)盛證券測(cè)算，以2022年的上網(wǎng)電量計(jì)算，A股火電上市公司中，華能國(guó)際、國(guó)電電力、華電國(guó)際、大唐國(guó)際和浙能電力排名前五位，容量電價(jià)補(bǔ)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(duì)盈利的彈性角度看，來(lái)自國(guó)信證券的數(shù)據(jù)顯示，皖能電力、江蘇國(guó)信、建投能源、寶新能源、長(zhǎng)源電力獲得的容量補(bǔ)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(shù)，貢獻(xiàn)的業(yè)績(jī)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(xù)到2024年一季度，火電股業(yè)績(jī)改善的時(shí)間窗口依然能延續(xù)。

2023年以來(lái)，進(jìn)口煤的放開改善了動(dòng)力煤的供給，也對(duì)煤炭?jī)r(jià)格的上行形成制約。

據(jù)海關(guān)總署數(shù)據(jù)，10月中國(guó)進(jìn)口煤炭3599萬(wàn)噸，同比增長(zhǎng)23.3%，雖然環(huán)比連續(xù)兩個(gè)月出現(xiàn)下降，但1-10月累計(jì)進(jìn)口3.84億噸，同比增加66.8%。

此外，據(jù)國(guó)家統(tǒng)計(jì)局?jǐn)?shù)據(jù)，2023年1-10月，中國(guó)生產(chǎn)原煤38.3億噸，同比增長(zhǎng)3.1%，其中10月份生產(chǎn)原煤3.9億噸，同比增長(zhǎng)3.9%，增速較9月份加快3.4個(gè)百分點(diǎn)，日均產(chǎn)量為1254萬(wàn)噸。

產(chǎn)量的增加也帶來(lái)了庫(kù)存的高位和價(jià)格同比出現(xiàn)大幅下降。

截至2023年11月10日，Mysteel調(diào)研全國(guó)55個(gè)港口樣本，動(dòng)力煤庫(kù)存為6978萬(wàn)噸，周環(huán)比增加11.5萬(wàn)噸，處于高位水平。

從煤炭?jī)r(jià)格看，2023年一至三季度，動(dòng)力煤長(zhǎng)協(xié)價(jià)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(duì)夏季用電高峰，動(dòng)力煤價(jià)格環(huán)比也出現(xiàn)下跌，而這種趨勢(shì)有望延續(xù)到2023年第四季度。

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

天風(fēng)證券統(tǒng)計(jì)顯示，截至10月27日，秦皇島港Q5500煤價(jià)為974元/噸，環(huán)比前一日下降2元/噸，煤價(jià)在經(jīng)歷短期的階段性上漲后，再次進(jìn)入下行通道。

季度對(duì)比看，2023年前三季度對(duì)應(yīng)市場(chǎng)煤價(jià)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(chǎng)煤價(jià)約958元/噸，相比上年同期降低約527元/噸，降幅仍在擴(kuò)大。另外，在2023年一季度動(dòng)力煤價(jià)處于較高水平的情況下，2024年一季度火電燃煤價(jià)格或仍存在較大的下降空間；疊加長(zhǎng)協(xié)煤簽訂比例的持續(xù)提高，火電板塊有望維持逐季改善的趨勢(shì)。

即便11月上旬的煤炭?jī)r(jià)格小幅反彈也不足懼。海通國(guó)際認(rèn)為，11月初寒潮致電廠日耗顯著回升，疊加冬儲(chǔ)需求支撐，港口煤價(jià)快速反彈回升；不過(guò)考慮到港口及電廠庫(kù)存偏高，長(zhǎng)協(xié)煤及進(jìn)口供應(yīng)的支撐，預(yù)計(jì)煤炭?jī)r(jià)格反彈有限。