容量电价政策出台，火电迎来新发展

  2023-11-14         0次

2023年9月15日，相关媒体在报道中提及市场关注的煤电容量电价改革政策有望年内出台，或于2024年1月1日期开始执行，容量电价再度成为市场关注核心要点。容量电价是为了弥补电厂的固定成本所付出的电价，与之对应的是回收可变成本的电量电价，容量电价与电量电价共同构成两部制电价体系。在2003年国务院办公厅出台的《关于印发电价改革方案的通知》就已经明确，在发电侧环节全面引入竞争机制的过渡环节，“上网电价主要实行两部制电价，其中，容量电价由政府制定，电量电价由市场竞争形成”。但2015年前电力市场化改革陷入停滞阶段，我国发电侧容量电价并未落地。2015年电改9号文落地后，虽然市场化改革实现突破，但彼时减税降费成为主要政策方向，容量电价再遇梗阻。

与传统的单一制上网电价体系相比，两部制上网电价最大的优势在于有利于发电企业将其全部或部分固定成本进行有效回收，同时也能在一定程度上保障电力企业获取合理盈利，避免出现亏损及超额盈利的情况。

国内目前电源上网电价以操作简单易懂的单一电量制为主，对电力产品区分不够，和向竞争性市场发展的外部环境也存在不相容性。竞争性电力市场环境下，各类型机组的性能存在差异且提供的产品服务也不相同，相应也需要不同的价格机制，因此在发电侧实行简单的单一电量制与电力市场化后的产品定价机制存在不相容性。

水电、风电和光伏这类电源易受自然条件约束，来水少水电出力易下降；风力大小和光照强度等会影响风光出力水平。山东光伏装机较多，2023年5月由于节假日等原因供需倒挂，电力现货市场出现连续22h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。山东、云南等地出台容量电价，回收一定比例固定成本，提高火电企业积极性。

2022年山东火电、光伏装机容量位居全国第一。一方面光伏大发时刻，需要灵活性调节资源参与调峰；另一方面光伏大发时段挤压火电出力，火电企业收益下降。建立基于峰荷责任法的容量补偿电价，引导灵活性调节资源预留调节及备用容量，助力容量成本回收。

作为关键保供主体火电容量电价紧迫性增强

电规总院于8月31日发布《中国电力发展报告2023》，也明确提出2024年我国将仍有超过一半省份电力供需处于偏紧及紧张的状态，其中西部及华东地区电力供需形势尤为严峻。国家能源局6月正式发布的《新型电力系统发展蓝皮书》中所提及的，新型电力系统四大基本特征中，安全高效为基本前提，那么也就意味着政策层面势必不会对趋紧的供需格局置之不理。自2022年起，火电核准再度成为各地政府政策主要抓手，根据统计，2022年全年我国火电核准规模高达9364万千瓦，已经超过2017-2021年五年核准规模之和。2021年全国新增核准煤电装机约18.55GW，同比减少了57.66%，较“十三五”期间核准装机减少34.91%。但在2021年9月限电频发后，2021Q4火电核准进度明显加快，Q4装机量较前三季度总和还要高出45.85%。而2023年上半年火电项目核准规模已超50GW，已超过2022年全年获批总量的55.6%。

虽然2021年以来火电电源投资有所复苏，其中2021年及2022年火电电源投资增速较高，但这也是在十三五期间连续4年下跌的基础上实现的。实际上2022年我国火电电源投资额仅高于2017年之后的火电电源投资规模，远低于2016年及之前火电投资水平。而且从结构上来看，电企也明显更加偏好于稳定盈利的清洁能源投资，2022年我国火电电源投资规模仅占全电源投资的12.05%。

在火电盈利能力偏弱、投资低迷，但是电力系统又急需火电作为关键保供主体时，给予火电稳定的盈利预期便成为容量电价出台的最为核心的诱发因素。容量电价为电企带来的重要影响在于改变了过去火电单纯依赖于电能量获得盈利，由于电能量的多寡与煤炭密切相关，因此过去的火电盈利呈现出显著的逆周期波动特点。当火电部分收入不再单纯依赖于电能量时，火电的营收稳定性便会较以往显著提升。

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