9月12日，大連熱電漲停，華能國際、華電國際、杭州熱電、皖能電力等火電股跟漲。中國證券報記者從業內人士處了解到，目前市場關注火電容量電價改革政策預期，火電企業有望在該政策的刺激下增厚利潤。

目前，我國部分省份已經實行容量電價政策，但由于不同省份能源結構和電力供需的不同，容量電價政策也有一定差異。業內預計，未來將有更多省份出臺容量電價相關政策，有望抬升火電板塊整體估值。

政策出臺迎較好時間窗口期

受益于火電容量電價改革預期，9月12日，火電板塊領漲。

目前，我國已經開啟容量補償機制，抽水蓄能和天然氣已經實行容量電價。5月15日，國家發改委印發的《關于第三監管周期省級電網輸配電價及有關事項的通知》（簡稱《通知》）明確，用戶側用電費用包括系統運行費用，而系統運行費用包括容量電價和輔助服務費用。業內人士認為，這預示著容量電價的成本都將由用戶承擔，相關成本疏導通路已經完全打開。

《通知》公布了在運及2025年底前擬投運的48座抽水蓄能電站的核定容量電價。根據最新公布的抽水蓄能容量電價表，各電站容量電價區別較大。其中，最高的為安徽省響洪甸電站，容量電價達823.34元/千瓦，河北潘家口電站容量電價最低，僅為289.73元/千瓦。西南證券分析認為，短期來看，由于部分電站容量電價低于預期，本次核定降低了部分企業的盈利能力。但長期來看，《通知》出臺釋放了清晰的電價信號，提升了抽水蓄能電站的盈利穩定性。

申萬宏源公用事業分析師查浩在接受記者采訪時表示，容量電價更重要的是改善火電收益結構，提高傳統電源建設的意愿。目前煤價處于相對低位，正是推出容量電價政策較好的時間窗口期。

目前，我國正在建立中長期市場、現貨市場、輔助服務市場、容量電價和碳市場為主的五位一體綜合性電力市場，為我國長期的新能源轉型提供最基本的機制支持。

“新能源滲透率進一步提高，但新能源在高峰時期難以提供有效的電力支撐，傳統電源的建設不可或缺。新能源逐漸成為電量主體，必然會降低傳統電源（主要是火電）的利用率，回過頭來又會降低傳統電源的預期收益，進而降低傳統電源投資意愿。因此，新型電力系統建設需要建立傳統電源的容量成本回收機制。”查浩告訴記者。

火電板塊估值或被重塑

多家機構認為，火電容量電價政策出臺利好電力運營商和火電設備商等。

“容量電價出臺后將改善火電機組收益結構，火電運營商有望從周期屬性逐步向公用事業屬性切換，其估值有望提升。”查浩稱。

查浩表示，容量電價出臺將解決火電建設意愿不足的問題，促進火電機組更新換代的進程，因此火電容量電價政策將利好火電設備商。此外，容量電價出臺將解決火電低利用率下的收益問題，從而推動靈活性改造大規模開展。

值得一提的是，眼下，我國已有部分省份開始實行容量電價政策，山東、廣東、云南已經開啟試點，但由于不同省份能源結構和電力供需不同，容量電價政策也有一定差異。業內預計，未來或將有更多省份出臺相關政策，火電企業利潤有望增厚。

2020年4月下發的《關于電力現貨市場燃煤機組試行容量補償電價有關事項的通知》規定，在容量市場運行之前，參與電力現貨市場的燃煤發電機組試行容量補償電價，補償費用從用戶側收取，容量補償電價標準暫定為0.0991元/千瓦時。

2022年12月出臺的《云南省燃煤發電市場化改革實施方案》規定，燃煤發電企業最大發電能力和最小發電能力之間的可調節空間參與調節容量市場交易，試行期先按煙煤無煙煤額定裝機容量的40%參與燃煤發電調節容量市場交易，并根據市場供需變化動態調整。