陳宗法：煤電容量電價(jià)不是萬能的

　　容量電價(jià)本身是一種好機(jī)制，但也不是萬能的，其發(fā)揮作用是有條件的。

　　歲末年初，煤電一改往年的頹勢(shì)，接連傳來“兩大利好”，一是國家正式出臺(tái)煤電容量電價(jià)政策，從2024年1月1日起執(zhí)行;二是煤電企業(yè)經(jīng)營情況改觀，2021-2023年分別走出了“巨虧”“減虧”“扭虧”三步曲。那么，我們?nèi)绾握_理解容量電價(jià)?容量電價(jià)下煤電就能真的“躺平”嗎?

　　“里程碑意義的改革舉措”

　　去年11月，國家發(fā)改委、國家能源局聯(lián)合發(fā)布《關(guān)于建立煤電容量電價(jià)機(jī)制的通知》，明確了煤電固定成本全國統(tǒng)一為每年每千瓦330元，2024～2025年多數(shù)地方通過容量電價(jià)回收固定成本的30%左右，部分煤電轉(zhuǎn)型較快的地方適當(dāng)高一些，為50%左右。2026年起，將各地回收固定成本的比例提升至不低于50%。同時(shí)，明確容量電價(jià)由工商業(yè)用戶按當(dāng)月用電量比例分?jǐn)偂?/p>

　　這項(xiàng)政策業(yè)內(nèi)外盼望已久、萬眾期待，出臺(tái)后好評(píng)如潮，一定程度上給煤電企業(yè)吃下“定心丸”，也夯實(shí)能源轉(zhuǎn)型的“經(jīng)濟(jì)基礎(chǔ)”，被一位專業(yè)人士譽(yù)為“一項(xiàng)具有里程碑意義的電價(jià)改革舉措”，被一位網(wǎng)友比喻為“入冬以來第一縷溫暖的陽光”。

　　個(gè)人認(rèn)為，建立煤電容量電價(jià)機(jī)制確實(shí)意義重大。一方面，有利于體現(xiàn)煤電對(duì)電力系統(tǒng)的容量、支撐、備用價(jià)值，有利于煤電企業(yè)固定成本的回收、穩(wěn)固煤電板塊的收益，減少電力市場(chǎng)的不確定性、減輕煤電企業(yè)的生存壓力，提高煤電新項(xiàng)目的投資積極性，更好保障我國電力安全穩(wěn)定供應(yīng);另一方面，有利于促使煤電加速向調(diào)節(jié)型和兜底保障型電源轉(zhuǎn)型，支撐新能源快速發(fā)展與高比例消納，推進(jìn)新型電力系統(tǒng)建設(shè)、構(gòu)建多層次電力市場(chǎng)體系，促進(jìn)我國能源綠色低碳轉(zhuǎn)型。

　　容量電價(jià)并非萬能的

　　容量電價(jià)始于1882年英國，已在世界許多國家推廣實(shí)施。在中國先是燃?xì)獍l(fā)電，后是抽水蓄能，現(xiàn)在擴(kuò)大到煤電企業(yè)。抽水蓄能推出兩部制電價(jià)與分時(shí)電價(jià)后，確實(shí)改善了盈利預(yù)期，引發(fā)了一波大干快上的熱潮。不過，在燃?xì)獍l(fā)電領(lǐng)域容量電價(jià)推出時(shí)間更長，其發(fā)揮的作用并不明顯。

　　毋庸置疑，容量電價(jià)本身是一種好機(jī)制，但也不是萬能的，其發(fā)揮作用也是有條件的。推出新的煤電容量電價(jià)，客觀上要受制于我國的基本國情、煤電企業(yè)的現(xiàn)狀、國家對(duì)終端用戶電價(jià)承受能力的保護(hù)、電力市場(chǎng)與燃料市場(chǎng)能否協(xié)同，以及容量電價(jià)政策是否充分到位，今后能否真正發(fā)揮上述兩方面的重大作用，不妨“讓子彈飛一會(huì)兒”，以便在今后的實(shí)踐中不斷修正、豐富、完善。

　　一是本次改革屬于電價(jià)結(jié)構(gòu)性調(diào)整，并不抬高終端用戶電價(jià)水平。業(yè)內(nèi)原本以為容量電價(jià)是在現(xiàn)有煤電電價(jià)之上新增一項(xiàng)價(jià)格，并按回收全部固定成本核定。事實(shí)上，這次改革國家有關(guān)部門從穩(wěn)定終端用戶電價(jià)水平出發(fā)，協(xié)調(diào)地方政府、電力企業(yè)達(dá)成共識(shí)，將現(xiàn)行的煤電電價(jià)進(jìn)行了結(jié)構(gòu)性分拆，變成容量電價(jià)和電量電價(jià)，從一部制變成兩部制。近期，國家明確要求“2024年度煤電中長協(xié)價(jià)格不得超過2023年的中長協(xié)價(jià)格扣除度電容量電費(fèi)后的水平”，居民和農(nóng)業(yè)用戶仍執(zhí)行現(xiàn)行目錄銷售電價(jià)，以穩(wěn)定工商企業(yè)負(fù)擔(dān)，穩(wěn)定經(jīng)濟(jì)增長與社會(huì)預(yù)期。

　　可見，建立煤電容量電價(jià)機(jī)制只是電價(jià)結(jié)構(gòu)的調(diào)整，煤電總體價(jià)格水平并沒有提高，相反隨著目前煤電交易電價(jià)小幅下降，將帶動(dòng)整個(gè)電力市場(chǎng)其他電源交易電價(jià)下行。山東等個(gè)別省份還因國家統(tǒng)一政策的出臺(tái)拉低了原已執(zhí)行的較高的容量電費(fèi)補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)。官方預(yù)判這次改革“對(duì)于終端用戶用電成本的影響，無論是從短期還是從長期看，都是積極正面的”。

　　因此，這項(xiàng)改革并不是為了解決煤電虧損問題，重在建立新型電力系統(tǒng)下回收煤電企業(yè)固定成本的新機(jī)制，改變過去只有發(fā)電才能回收成本的現(xiàn)象。

　　二是容量電價(jià)補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)偏低，分年到位，且門檻高、考核嚴(yán)格，獲取不易。根據(jù)測(cè)算，全國煤電企業(yè)每年每千瓦固定成本，主要包括折舊費(fèi)、財(cái)務(wù)費(fèi)、人工費(fèi)、修理費(fèi)等，一般為350-360元，高的接近380元。為激勵(lì)先進(jìn)、降低造價(jià)，全國統(tǒng)一核定為每年每千瓦固定成本330元，而且補(bǔ)償不是一步到位，“煤電容量電價(jià)按照回收煤電機(jī)組一定比例固定成本的方式確定”，2024～2025年26個(gè)省區(qū)為30%左右即每年每千瓦100元，7個(gè)省區(qū)為50%即每年每千瓦165元，綜合平均109元，折合度電2.85分，只占全部固定成本的33%，一年全國約1100億元。2026年起，將各地回收固定成本的比例提升至不低于50%。什么時(shí)候回收比例提升到100%，文中沒有明確。這種分步法，被網(wǎng)友戲稱為“畫餅”，煤電企業(yè)享受的只是“低保”。

　　要享受容量電價(jià)補(bǔ)償政策，做到“旱澇保收”也絕非容易，不僅執(zhí)行范圍有嚴(yán)格限定，而且進(jìn)行定量剛性考核。“燃煤自備電廠、不符合國家規(guī)劃的煤電機(jī)組，以及不滿足國家對(duì)于能耗、環(huán)保和靈活調(diào)節(jié)能力等要求的煤電機(jī)組”排除在外。煤電機(jī)組如無法按照調(diào)度指令提供所申報(bào)的最大出力，將相應(yīng)扣減容量電費(fèi)。如月內(nèi)發(fā)生2次，扣減容量電費(fèi)的10%，發(fā)生3次扣減50%，發(fā)生4次及以上扣減100%，直至取消其資格。近期，各省級(jí)政府正在出臺(tái)容量電價(jià)實(shí)施細(xì)則，根據(jù)現(xiàn)有的國家和地方標(biāo)準(zhǔn)測(cè)算，有相當(dāng)一部分煤電機(jī)組不能滿足能耗、超低排放、靈活性要求，部分電廠現(xiàn)有設(shè)備的可靠性、煤質(zhì)難以支撐機(jī)組最大出力，供熱機(jī)組無法實(shí)現(xiàn)最大出力。

　　為此，煤電企業(yè)需進(jìn)一步夯實(shí)設(shè)備可靠性基礎(chǔ)，重點(diǎn)提升煤機(jī)靈活調(diào)節(jié)能力、工控系統(tǒng)自主可控能力，持續(xù)優(yōu)化生產(chǎn)運(yùn)行、設(shè)備檢修及燃料管理模式，統(tǒng)籌兼顧可靠性、靈活性與經(jīng)濟(jì)性。

　　三是煤電解困回收固定成本固然重要，但第一位的還是變動(dòng)成本中的燃料費(fèi)。眾所周知，我國發(fā)電側(cè)首先是燃?xì)獍l(fā)電推出了容量電價(jià)，但近年來并沒有從根本上解決燃?xì)獍l(fā)電效益大幅下降甚至出現(xiàn)整體虧損問題，發(fā)展也處于“不溫不火”相對(duì)滯后的狀態(tài)。其中主要原因在于天然氣對(duì)外依存度高，“有氣用、用得起”與“氣電聯(lián)動(dòng)”的問題至今沒有很好解決，導(dǎo)致氣電出力嚴(yán)重不足，燃?xì)獬杀菊細(xì)怆娍偝杀靖哌_(dá)80%，無法與水電、風(fēng)光電同臺(tái)競爭，經(jīng)營形勢(shì)嚴(yán)峻。

　　同樣，煤電企業(yè)在成本構(gòu)成中，變動(dòng)成本燃料費(fèi)占絕對(duì)主導(dǎo)地位，而折舊等固定費(fèi)用占比并不大，推出的容量電價(jià)政策2025前只能平均回收其33%。例如，2022年北方、南方兩個(gè)典型煤電廠入廠含稅標(biāo)煤單價(jià)分別為1260元/噸、1474元/噸，燃料費(fèi)分別占總成本的75.24%、83.54%;固定費(fèi)用分別占總成本的24.76%、16.46%，其中折舊費(fèi)分別占總成本的10.75%、7.53%。可見，燃料費(fèi)是可控性差、受市場(chǎng)影響最大的主體成本、占75%以上，折舊費(fèi)只占總成本的10%左右。受煤電價(jià)格倒掛影響，兩廠分別虧損9.95億元、3.93億元，資產(chǎn)負(fù)債率分別為124%、117%。

　　正如一位網(wǎng)友所言，“能拯救煤電的并不只是電價(jià)，是煤價(jià)，還有機(jī)組能耗、環(huán)保、靈活調(diào)節(jié)能力”。

　　四是煤電企業(yè)整體“扭虧”不假，但仍未根本擺脫困境。2021年以來，隨著我國在不同區(qū)域接連出現(xiàn)拉閘限電現(xiàn)象以及新能源的局限性，煤電兜底保供作用凸顯，再加國家煤電政策的修正、優(yōu)化，煤電在巨大挑戰(zhàn)中迎來新的轉(zhuǎn)機(jī)，煤電企業(yè)經(jīng)營情況開始改善，2021-2023年分別走出了“巨虧”“減虧”“扭虧”三步曲。

　　2023年，在長協(xié)煤提高、煤價(jià)降低、發(fā)電量增加、電價(jià)繼續(xù)上浮、財(cái)務(wù)費(fèi)用下降等因素綜合作用下，煤電行業(yè)整體實(shí)現(xiàn)“扭虧為盈”。1-11月，五大發(fā)電集團(tuán)煤電發(fā)電供熱終于迎來整體盈利297億元，同比增加833億元，實(shí)屬不易。

　　但是，煤電企業(yè)并未從根本上擺脫困境。目前仍有45%左右的虧損面，而且虧損額巨大;發(fā)電邊際貢獻(xiàn)為負(fù)、經(jīng)營凈現(xiàn)金流為負(fù)、經(jīng)營凈現(xiàn)金不足支付利息的煤電企業(yè)更是比比皆是;累計(jì)虧損特別是2021-2022年的巨額虧損沒有及時(shí)消化，一些企業(yè)嚴(yán)重資不抵債;煤電板塊的盈利水平與其在電力行業(yè)的地位、作出的貢獻(xiàn)極不匹配。五大發(fā)電集團(tuán)煤電占比超過50%，但在2023年1-11月發(fā)電產(chǎn)業(yè)利潤中，煤電只貢獻(xiàn)了21%;在全部產(chǎn)業(yè)利潤中，煤電只貢獻(xiàn)了13%，由能源保供中的“主角”變成效益考核中的“配角”“掣肘”。

　　根治煤電虧損需協(xié)同發(fā)力

　　面向2024年，煤電容量電價(jià)執(zhí)行在即，但煤電能否迎來一個(gè)“小陽春”，仍存在市場(chǎng)交易電價(jià)下降、電煤長協(xié)政策退坡以及煤機(jī)非正常工況下發(fā)電設(shè)備故障頻發(fā)、供電煤耗不降反升等不利因素。

　　因此，要解決煤電虧損問題、提高保供能力，關(guān)鍵是政府、企業(yè)、市場(chǎng)要協(xié)同發(fā)力，綜合施策，保障煤電可持續(xù)發(fā)展;核心是煤電比價(jià)是否合理，煤電聯(lián)動(dòng)是否到位，燃料費(fèi)與投資成本能否合理回收;標(biāo)準(zhǔn)是讓落后老小煤電“退得出”，清潔高效煤電“留得住”，新上先進(jìn)煤電“有回報(bào)”，能源保供“無大礙”;標(biāo)志是能否吸收社會(huì)資本尤其是民營資本甚至外資重新進(jìn)入國企苦守的煤電領(lǐng)域，即使不能重現(xiàn)當(dāng)年“集資辦電”盛況，也希望出現(xiàn)類似新能源“多元化競爭”的格局。

　　一言以敝之，容量電價(jià)是一種好機(jī)制，對(duì)煤電企業(yè)是一種長期利好，有利于固定成本的回收，促進(jìn)能源保供與清潔轉(zhuǎn)型。但要使煤電企業(yè)從根本上脫困，提高長期投資的積極性，推進(jìn)新型電力系統(tǒng)建設(shè)，目前最重要的還是要管控煤價(jià)，2024年繼續(xù)推動(dòng)地方政府落實(shí)基準(zhǔn)價(jià)上浮20%政策，保持煤電合理的比價(jià)。當(dāng)然，煤電企業(yè)更不能“躺平”，還需在煤電降本增效、清潔轉(zhuǎn)型以及“兩個(gè)聯(lián)營”上不懈奮斗。

　　文/陳宗法 系中國電力企業(yè)聯(lián)合會(huì)首席專家