陈宗法：煤电容量电价不是万能的

　　容量电价本身是一种好机制，但也不是万能的，其发挥作用是有条件的。

　　岁末年初，煤电一改往年的颓势，接连传来“两大利好”，一是国家正式出台煤电容量电价政策，从2024年1月1日起执行;二是煤电企业经营情况改观，2021-2023年分别走出了“巨亏”“减亏”“扭亏”三步曲。那么，我们如何正确理解容量电价?容量电价下煤电就能真的“躺平”吗?

　“里程碑意义的改革举措”

　　去年11月，国家发改委、国家能源局联合发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》，明确了煤电固定成本全国统一为每年每千瓦330元，2024～2025年多数地方通过容量电价回收固定成本的30%左右，部分煤电转型较快的地方适当高一些，为50%左右。2026年起，将各地回收固定成本的比例提升至不低于50%。同时，明确容量电价由工商业用户按当月用电量比例分摊。

　　这项政策业内外盼望已久、万众期待，出台后好评如潮，一定程度上给煤电企业吃下“定心丸”，也夯实能源转型的“经济基础”，被一位专业人士誉为“一项具有里程碑意义的电价改革举措”，被一位网友比喻为“入冬以来第一缕温暖的阳光”。

　　个人认为，建立煤电容量电价机制确实意义重大。一方面，有利于体现煤电对电力系统的容量、支撑、备用价值，有利于煤电企业固定成本的回收、稳固煤电板块的收益，减少电力市场的不确定性、减轻煤电企业的生存压力，提高煤电新项目的投资积极性，更好保障我国电力安全稳定供应;另一方面，有利于促使煤电加速向调节型和兜底保障型电源转型，支撑新能源快速发展与高比例消纳，推进新型电力系统建设、构建多层次电力市场体系，促进我国能源绿色低碳转型。

　容量电价并非万能的

　　容量电价始于1882年英国，已在世界许多国家推广实施。在中国先是燃气发电，后是抽水蓄能，现在扩大到煤电企业。抽水蓄能推出两部制电价与分时电价后，确实改善了盈利预期，引发了一波大干快上的热潮。不过，在燃气发电领域容量电价推出时间更长，其发挥的作用并不明显。

　　毋庸置疑，容量电价本身是一种好机制，但也不是万能的，其发挥作用也是有条件的。推出新的煤电容量电价，客观上要受制于我国的基本国情、煤电企业的现状、国家对终端用户电价承受能力的保护、电力市场与燃料市场能否协同，以及容量电价政策是否充分到位，今后能否真正发挥上述两方面的重大作用，不妨“让子弹飞一会儿”，以便在今后的实践中不断修正、丰富、完善。

　　一是本次改革属于电价结构性调整，并不抬高终端用户电价水平。业内原本以为容量电价是在现有煤电电价之上新增一项价格，并按回收全部固定成本核定。事实上，这次改革国家有关部门从稳定终端用户电价水平出发，协调地方政府、电力企业达成共识，将现行的煤电电价进行了结构性分拆，变成容量电价和电量电价，从一部制变成两部制。近期，国家明确要求“2024年度煤电中长协价格不得超过2023年的中长协价格扣除度电容量电费后的水平”，居民和农业用户仍执行现行目录销售电价，以稳定工商企业负担，稳定经济增长与社会预期。

　　可见，建立煤电容量电价机制只是电价结构的调整，煤电总体价格水平并没有提高，相反随着目前煤电交易电价小幅下降，将带动整个电力市场其他电源交易电价下行。山东等个别省份还因国家统一政策的出台拉低了原已执行的较高的容量电费补偿标准。官方预判这次改革“对于终端用户用电成本的影响，无论是从短期还是从长期看，都是积极正面的”。

　　因此，这项改革并不是为了解决煤电亏损问题，重在建立新型电力系统下回收煤电企业固定成本的新机制，改变过去只有发电才能回收成本的现象。

　　二是容量电价补偿标准偏低，分年到位，且门槛高、考核严格，获取不易。根据测算，全国煤电企业每年每千瓦固定成本，主要包括折旧费、财务费、人工费、修理费等，一般为350-360元，高的接近380元。为激励先进、降低造价，全国统一核定为每年每千瓦固定成本330元，而且补偿不是一步到位，“煤电容量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定”，2024～2025年26个省区为30%左右即每年每千瓦100元，7个省区为50%即每年每千瓦165元，综合平均109元，折合度电2.85分，只占全部固定成本的33%，一年全国约1100亿元。2026年起，将各地回收固定成本的比例提升至不低于50%。什么时候回收比例提升到100%，文中没有明确。这种分步法，被网友戏称为“画饼”，煤电企业享受的只是“低保”。

　　要享受容量电价补偿政策，做到“旱涝保收”也绝非容易，不仅执行范围有严格限定，而且进行定量刚性考核。“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”排除在外。煤电机组如无法按照调度指令提供所申报的最大出力，将相应扣减容量电费。如月内发生2次，扣减容量电费的10%，发生3次扣减50%，发生4次及以上扣减100%，直至取消其资格。近期，各省级政府正在出台容量电价实施细则，根据现有的国家和地方标准测算，有相当一部分煤电机组不能满足能耗、超低排放、灵活性要求，部分电厂现有设备的可靠性、煤质难以支撑机组最大出力，供热机组无法实现最大出力。

　　为此，煤电企业需进一步夯实设备可靠性基础，重点提升煤机灵活调节能力、工控系统自主可控能力，持续优化生产运行、设备检修及燃料管理模式，统筹兼顾可靠性、灵活性与经济性。

　　三是煤电解困回收固定成本固然重要，但第一位的还是变动成本中的燃料费。众所周知，我国发电侧首先是燃气发电推出了容量电价，但近年来并没有从根本上解决燃气发电效益大幅下降甚至出现整体亏损问题，发展也处于“不温不火”相对滞后的状态。其中主要原因在于天然气对外依存度高，“有气用、用得起”与“气电联动”的问题至今没有很好解决，导致气电出力严重不足，燃气成本占气电总成本高达80%，无法与水电、风光电同台竞争，经营形势严峻。

　　同样，煤电企业在成本构成中，变动成本燃料费占绝对主导地位，而折旧等固定费用占比并不大，推出的容量电价政策2025前只能平均回收其33%。例如，2022年北方、南方两个典型煤电厂入厂含税标煤单价分别为1260元/吨、1474元/吨，燃料费分别占总成本的75.24%、83.54%;固定费用分别占总成本的24.76%、16.46%，其中折旧费分别占总成本的10.75%、7.53%。可见，燃料费是可控性差、受市场影响最大的主体成本、占75%以上，折旧费只占总成本的10%左右。受煤电价格倒挂影响，两厂分别亏损9.95亿元、3.93亿元，资产负债率分别为124%、117%。

　　正如一位网友所言，“能拯救煤电的并不只是电价，是煤价，还有机组能耗、环保、灵活调节能力”。

　　四是煤电企业整体“扭亏”不假，但仍未根本摆脱困境。2021年以来，随着我国在不同区域接连出现拉闸限电现象以及新能源的局限性，煤电兜底保供作用凸显，再加国家煤电政策的修正、优化，煤电在巨大挑战中迎来新的转机，煤电企业经营情况开始改善，2021-2023年分别走出了“巨亏”“减亏”“扭亏”三步曲。

　　2023年，在长协煤提高、煤价降低、发电量增加、电价继续上浮、财务费用下降等因素综合作用下，煤电行业整体实现“扭亏为盈”。1-11月，五大发电集团煤电发电供热终于迎来整体盈利297亿元，同比增加833亿元，实属不易。

　　但是，煤电企业并未从根本上摆脱困境。目前仍有45%左右的亏损面，而且亏损额巨大;发电边际贡献为负、经营净现金流为负、经营净现金不足支付利息的煤电企业更是比比皆是;累计亏损特别是2021-2022年的巨额亏损没有及时消化，一些企业严重资不抵债;煤电板块的盈利水平与其在电力行业的地位、作出的贡献极不匹配。五大发电集团煤电占比超过50%，但在2023年1-11月发电产业利润中，煤电只贡献了21%;在全部产业利润中，煤电只贡献了13%，由能源保供中的“主角”变成效益考核中的“配角”“掣肘”。

根治煤电亏损需协同发力

　　面向2024年，煤电容量电价执行在即，但煤电能否迎来一个“小阳春”，仍存在市场交易电价下降、电煤长协政策退坡以及煤机非正常工况下发电设备故障频发、供电煤耗不降反升等不利因素。

　　因此，要解决煤电亏损问题、提高保供能力，关键是政府、企业、市场要协同发力，综合施策，保障煤电可持续发展;核心是煤电比价是否合理，煤电联动是否到位，燃料费与投资成本能否合理回收;标准是让落后老小煤电“退得出”，清洁高效煤电“留得住”，新上先进煤电“有回报”，能源保供“无大碍”;标志是能否吸收社会资本尤其是民营资本甚至外资重新进入国企苦守的煤电领域，即使不能重现当年“集资办电”盛况，也希望出现类似新能源“多元化竞争”的格局。

　　一言以敝之，容量电价是一种好机制，对煤电企业是一种长期利好，有利于固定成本的回收，促进能源保供与清洁转型。但要使煤电企业从根本上脱困，提高长期投资的积极性，推进新型电力系统建设，目前最重要的还是要管控煤价，2024年继续推动地方政府落实基准价上浮20%政策，保持煤电合理的比价。当然，煤电企业更不能“躺平”，还需在煤电降本增效、清洁转型以及“两个联营”上不懈奋斗。

　　文/陈宗法 系中国电力企业联合会首席专家