容量电价之深远影响

最近，发改委发布了《国家发展改革委国家能源局关于建立煤电容量电价机制的通知》，简单说下。

1、起因

随着新能源发展，由于风光电的优先消纳原则，煤电利用小时逐步下降，这导致存量火电生存愈发艰难，新投资火电更是风险巨大。

另一方面，全社会电力化趋势明显，用电需求长期向上，由于风光水皆有季节波动和不确定性，电力安全需要煤电作为基础保障电源，因此，造成既离不开煤电，又会不断减少煤电总量和占比的局面。

未来10年，是实现双碳目标的关键时期，会出现煤电总装机容量不下降，煤电总电量较快速度下降的局面。煤电成为必须且低效资产，要维持这种资产生存所需的合理回报率，唯有推行容量电价，因此目前推出容量电价政策是一种必然选择。

“适应煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型的新形势，推动煤电转变经营发展模式，充分发挥支撑调节作用，更好保障，电力安全稳定供应，促进新能源加快发展和能源绿色低碳转型，经国务院同意，建立煤电容量电价机制“。

2、政策内容

实施范围。煤电容量电价机制适用于合规投运的统调煤电机组。燃煤自备电厂、不符合国家规划的煤电机组， 以及不满足国家对于能耗、环保和灵活调节能力等要求的煤电机组，不执行容量电价机制，具体由国家发展改革委、 国家能源局明确。

容量电价水平的确定。煤电容量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本的原则确定。基于典型机组成本调查，全国煤电机组经营期内每年固定成本支出为每千瓦330元。综合考虑电力系统需要、煤电功能转型情况等因素，2024~2025年，各地通过容量电价回收的固定成本比例总体按30%确定，部分煤电功能转型较快的地方高一些，各省级电网煤电容量电价水平具体见附件；根据煤电容量电价机制执行评估情况，2026年起将各地通过容量电价回收的固定成本比例提升至不低于50%。

容量电费分摊。煤电机组可获得的容量电费，根据当地煤电容量电价和机组额定装机容量确定，由电网企业按月支付。各地煤电容量电费纳入系统运行费用，每月由工商业用户按用电量比分摊。分摊标准按煤电年容量电费的月均值除以工商业用电量确、 由电网企业随当地代理购电用户电价按月发布。按照“谁受益、谁承担 ”的原则，合理分摊跨省跨区送电煤电机组容量电费。纳入受电方电力电量平衡的跨省跨区煤电配套电源(具体由国家能源局认定),容量电费基于受电省煤电容量电价确定，容量电费由受电省承担；送电方向涉及多个省份的，原则上按送电容量分别计算容量电费。其他跨省跨区外送电的煤电机组，签

订年度及以上中长期合同并严格履约执行的，容量电费基于合同约定容量、送电省煤电容量电价等确定，由受电省承担；未签订年度及以上中长期合同或中长期合同中对容量电费没有约定的，不执行煤电容量电价机制。

容量电费扣减和退出机制。正常情况下，煤电机组月内发生一次无法按照调度指令(跨省跨区送电按合同约定，下同)提供并网调度协议明确的可用调节能力(最大与最小出力间的范围)的 ，扣减月容量电费的10% ,发生两次的扣减50% ,发生三次及以上的扣减100%;“迎峰度夏 ” “ 迎峰度冬 ”期间，煤电机组月内发生一次无法按照调度指令提供可用调节能力的，扣减月容量电费的100%。对于自然年内月容量电费全部扣减累计发生3次的煤电机组，视情终止其获取容量电费的资格。煤电机组可用调节能力未达标情况由电网企业按月统计，相应扣减容量电费，有关情况定期服省级价格主管部门、能源主管部门和国家发展改革委(价格司)、国家能源局(电力司)。应急备用煤电机组容量电价按照回收日常维护成本(不含折旧费和财务费) 、不高于每年每千瓦260元的原则，由各地价格主管鄙门会同能源主管部门制定，调用时段电量电价按同时段电力市场交易电价水平确定。应急备用煤电机组具体范围及管理办法由国家能源局另行发文明确。

解读如下:

1、 容量电价的实施主体是有调节能力的统调机组，而且容量电价在火电的收入占比会逐步增加，到2026年不低于50%的固定成本回收比例，说明政策已经预见了煤电机组的利用小时数会长期且明显的下降。

2、“谁受益谁承担”，这里的受益方指的是用电方，全体用电户分摊，电网代收费。实质就是这些低效但必须的煤电机组类似于电力安全的保险，通过电价上涨在全社会分摊。实质上，一个清洁且安全的电力系统比一个安全不清洁的电力系统还是要贵一点，这就是社会为环境支付的成本。

3、煤电机组要完全配合电网调度。通过给以容量电价补偿，而且容量电价比例会逐步加大，这就是让煤电做好配合辅助和支持作用，化解了煤电和风光电的竞争关系，煤电机组无条件让出市场。

容量电价的推出对电力企业是重大利好，影响深远，一方面为火电机组的角色转换提供了一个托底保护，火电将来可视为一种低息债券，极大降低了机组亏损风险；另一方面，为新型电力系统的建成奠定基础，化解煤电与新能源的竞争，煤电让出市场，扩大新能源的消纳空间。

一言以蔽之，容量电价机制的推出，考虑了火电的角色转换，也看到了国家层面实现新型电力系统的决心和紧迫性，对火电和绿电力企业都是长远且重大的利好。

3、商业模式

首先，我理解的企业估值的合理方法有且只有DCF模型，这东西是个纯粹的数学公式，是严谨无漏洞的。但是DCF的计算参数数据，本质上都来自未来的数据，这包含了对未来的预测，因此DCF只能是个理想模型，几乎从来不会非常准确，企业在未来的表现基本都会脱离DCF的预测值。

尽管如此，DCF提供了投资的底层逻辑，是投资人判断投资价值和追求确定性的一把标尺，虽然无法精确测算，但是这把标尺始终都是存在的。

为追求DCF的最大化，企业主要实现如下两条:

1、长期稳定的生意，时间越长越好，伴随规模增长则更好。

2、长期的ROE要大于无风险利率，ROE越高越好。

要保证上面这两条:

不可替代的稳定需求，垄断或特许经营，定价权，高毛利，内生增长，最好是不依赖资本投入的内生增长，分红，这些字眼就会自然的出现在眼前，企业的这些特征更有利于其实现上述两条目标。

从实现DCF最大化的角度去看一个生意，要考虑的东西还很多的，这也是投资这么难的主要原因。

以个人的观点看，绿电是好生意。估价跌到目前这种价格，难道是在酝酿双击？

$龙源电力$

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$大唐新能源$

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