火电“顿顿饱”的好日子来了：甘肃容量电价放大招

今年夏天，又是热死骆驼的节奏，据说未来5年一年比一年热。

火电是想“一顿饱”，还是想“顿顿饱”？

昨天，甘肃放了一个关于容量电价的大招，给火电投资人送来了一个冰镇的砂田西瓜。

——火电和电网侧储能容量电价从100元/Kw•年提升至330元/Kw•年，固定成本迎来全额补偿时代。

这意味着，火电的公用事业化程度大幅提升，不仅是甘肃的火电，全国的火电都将受益，尤其是风光发电量高增、调节电源新增有限的省份。

终于，火电从牛夫人变成了小甜甜， “顿顿饱”的好日子来了。

01

甘肃放大招

7月14日，甘肃发改委发布了关于公开征求《甘肃省关于建立发电侧容量电价机制的通知（征求意见稿）》意见的公告。

从2026 年1 月1 日起，煤电机组、电网侧新型储能容量电价标准暂按每年每千瓦330 元执行，执行期限2 年。

煤电正式实现全固定成本的补偿。

需要注意的是，煤电机组最终获得的容量电费=申报容量×容量电价×容量供需系数。也就是说，容量供需系数是决定火电能否真正获得全部固定成本补偿核心。

通知要求，容量供需系数=容量需求/有效容量，数值大于1 时取1。

由于容量供需系数存在，以及申报容量需剔除厂用电，煤电或不会获得铭牌容量的全额成本补偿，但因水电及绿电有效系数较低，实际补偿金额预计依然将明显提升。

容量电价的全成本回收，是火电商业模式的根本性变革。

由于电力现货市场以边际成本（往往是燃料成本）报价，也就是说可以实现“电能量电价>边际成本”，但无法保障“电能量电价>边际成本+固定成本”，若无容量电价或容量市场进行固定成本的全额回收，火电就会出现亏损可能性。

但容量电价实现全固定成本回收后，火电收入端“容量电价回收固定成本” 、“电能量电价回收边际成本”，从市场机制角度就保障了火电成本的传导，火电真正回归了公用事业属性。

复盘美国公用事业股，正是依托于清晰的成本补偿机制，实现了穿越数十年的长牛表现。

2025 年是一个天选的时间窗口期，煤价大幅回落，保障了容量电价全额回收也不会带来用户电价显著波动，因此甘肃煤电容量电价的全成本补偿有望于进一步推广，火电商业模式有望正式迎来根本性变革，稳健盈利的公用事业属性回归号角也将吹响。

02

甘肃的成功可以复制

甘肃为什么可以调容量电价？

从政策机制来看，国家的容量电价政策中提到，现货市场连续运行的省份、可建立发电侧容量电价，甘肃案例可以复制。

因此，全国的火电都将受益，惊不惊喜？

为什么第一个是甘肃？这是有原因的：

1）当前甘肃火电通过可通过市场力获得超额受益（包括长协侧通过购入低成本绿电等实现获利、现货侧通过高电价时段多发电提高收入），与其影响市场价格，不如把火电基础容量补足后更灵活的调度火电；

2）通过高容量电价可以激励火电新增装机，也补了甘肃的电网侧储能的收益；

3）甘肃风光发电量的增幅大，给足容量电价，可以进一步降低火电负荷从而提升消纳能力。

给足容量电价，对火电的利好太大了。

容量电价的推出抬高了煤电机组收益底部，并使收益稳定性增强。

在此制度下，发电诉求≈电网调度≈调节需求，现货报价将反映边际成本（含煤价）以及负荷紧张时段的电力价格。

那么，随着风光发电量增长，调节需求提升，会提高火电的盈利——火电盈利模式从发电资产走向调节资源，从周期波动变成稳定盈利，公用事业的属性突显了。

所以说，甘肃政策意义重大，火电从时间的煤硅变成玫瑰。

03

火电股业绩超预期，什么信号？

对于火电股的投资逻辑，也要重新审视了：

短期看业绩超预期，长期看调节价值。

容量电价改革带来的火电商业模式根本性变化，长短期逻辑合一，还缓解了对电量电价下跌的担忧，驱动火电大β行情，坐稳扶牢。

实际上，火电是非常优质的资产。

本周，建投能源业绩预告，上半年归母利润8.8亿，同比增长153.39%；京能电力业绩预告归母净利润18.28-21.12亿，同比增加100.13%-131.16%。两家公司业绩年化后对应PE仅约8倍，空间大。

盘点北方火电公司半年报业绩，均超过了去年全年，大超市场预期，原因是，今年煤价跌幅最大区域在煤炭产地附近，近水楼台先得月。

超预期的因素除煤价下跌外，两家都提到电力营销（市场化交易）对利润的贡献，即新能源电量高增下，火电的调节价值通过市场化交易得到超额反馈，这点非常重要且后续仍有其他验证案例。

未来电力板块最大变化，在于市场化改革带来的商业模式重大变化：

1）在136号文和现货电力市场共同推动下，下半年新能源投资将大幅降速（特别是光伏）。

受新能源发电条件限制，预计新能源电量渗透率超过15%后（2023年12.7%），电力系统的成本将进入快速增长临界点，或将导致新能源风电及太阳能装机增速将有所下降。

电力资产有大量负债，进入到降息周期，自由现金流将显著改善（港股华电国际电力21年至今涨幅4倍，也是因为自由现金流率先转正）。

2）当前新能源发电量已经达到18%，是国内第二大发电量主体，稳步上升更为现实，快速上升将面临较大的消纳压力。

以过去5年风、光、水、核平均利用小时数及预测的装机量倒推测算，悲观情形下到2030年我国火电发电量也仍需要5.1万亿千瓦时，占比超过43%，仍为第一大电能来源。

3）火电资产在能源领域产业地位和资源价值显著提升。

一方面，紧缺时段火电是最稳定的保障性电源之一，因为在电力现货市场能获得稀缺性定价。

另一方面，且随着新能源投资降速，火电利用小时有望企稳。

以最低利用小时数测算，到2030年至少需要火电装机14.89亿千瓦。考虑到风光消纳率可能下行及煤电装机退役情况，从容量角度，我国火电装机并没有过剩。

4）与欧洲主要国家以燃气发电作为容量保障不同，由于我国天然气对外依赖度较高，且未能掌握燃气轮机核心技术，预计我国火电装机长期仍以煤电为主。

04

火电的稀缺性

回顾一季度，火电综合电价在煤价下行期不降反升，火电电价开始体现稀缺性。

随着电力市场化的推进，未来火电从发电为主，转变为发电+调节，生意模式将由保电量向运营电价演绎，高现货电价+利用小时下降+容量保障，是产业未来演绎的方向。

近期以港股为代表的火电龙头公司屡创新高，随着电价和经营数据进一步展示出产业趋势的变化（即盈利稳定性的提升），会带动估值体系的重塑。

短期来看，当前的火电与3月时似曾相识，都是通过业绩发布来验证煤价下行带来的盈利超预期改善。

中期来看，火电公司的市值管理是关键驱动。

长期来看，强调火电的电量电价与煤价将有机联动，容量电价和现货市场挖掘的调节收入将成为火电的主要且稳定利润构成。随着盈利稳定性提升，公用事业化的属性大大增强。

投资上，推荐三条思路：

1）以华能国际、华电国际、国电电力、大唐发电为代表的大容量火电装机将深度受益，业绩稳定性将边际强化，估值有望接棒业绩，配置逻辑强化；

2）破净的火电公司，在亏损风险弱化的背景下，将迎来边际估值修复，关注广州发展等破净火电；

3）绿电装机较多省份，因现货电能量电价受冲击较大，煤电容量全成本补偿迫切性也将更加强烈。

当下无风险收益率已经不到2%，险资、社保这类长线资金亟需优质资产，高股息的火电也是一块香饽饽。

请牢记，火电在很长一段时间内，仍是电力保供主体，是“调峰填谷”的压舱石，且成为系统稀缺性资源。

火电的长牛大戏，已经徐徐拉开。

•END•

个人观点，仅作参考，不作推荐。股市有风险，投资需谨慎。