陳宗法：容量電價下煤電企業不能“躺贏”更不能“躺平”

■本刊記者 余璇

“建立煤電容量電價機制意義重大。”3 月7日，在由中國能源研究會主辦、中國能源研究會能源政策研究室承辦的“新型電力系統沙龍”會議上，中國電力企業聯合會首席專家、中國能源研究會理事陳宗法指出。

2023 年11 月，《國家發展改革委 國家能源局關于建立煤電容量電價機制的通知》（以下簡稱《通知》）發布，《通知》明確自2024 年1 月1 日起，將煤電單一制電價調整為兩部制電價。其中電量電價通過市場化方式形成，靈敏反映電力市場供需、燃料成本變化等情況；容量電價按照回收煤電機組一定比例固定成本的方式確定，充分體現煤電對電力系統的支撐調節價值，確保煤電行業持續健康運行。

目前煤電企業生存狀況如何？還將面臨怎樣的挑戰？需要哪些政策方面的支持？對此陳宗法進行了深入探討。

煤電容量電價機制出臺意義重大

“這個文件對于煤電企業來講盼望已久，被稱為是2023 年入冬以來第一縷溫暖的陽光，也被我們業內人士稱為一項具有里程碑意義的電價改革舉措。”陳宗法說。

陳宗法認為，煤電容量電價機制出臺意義重大，在一定程度上給煤電企業吃下了“定心丸”。過去煤電企業都是多發多得、不發不得，但容量電價機制的出臺將會改變這種情況。

一方面，煤電容量電價機制可以更好地體現煤電對電力系統的容量、支撐、備用價值，有利于煤電企業固定成本的回收，穩固煤電板塊的收益。特別是可以減少電力市場的不確定性，減輕煤電企業的生存壓力。從長遠來看，還有利于提高煤電新項目的投資積極性，更好保障我國電力安全穩定供應。

另一方面，煤電容量電價機制有利于促使煤電加速向靈活調節型和兜底保障型電源轉型，支撐新能源快速發展與高比例消納，推進新型電力系統建設，構建多層次電力市場體系，促進我國能源綠色低碳轉型。

“但有了容量電價煤電企業并不能‘躺贏’。”陳宗法認為，此次容量電價機制調整屬于電價結構性調整，并不會抬高終端用戶電價水平。

“在2023年底，國家明確要求新簽訂的2024年煤電長協價格不得超過2023 年中長協價格，也就是說，2023 年中長協價格既包含容量電價又包含電量電價，2024 年簽訂的中長協價格要把容量電價這部分扣除，所以總體并沒有抬高終端用戶電價水平。”陳宗法解釋。

記者注意到，在多省市出臺的容量電價兩部制相關文件中，都明確按照回收煤電機組一定比例的固定成本，來確定容量電價補貼額度。但回收成本并不是一步到位，而是按照30%、50%、70%……階梯分步實施。

《通知》中也明確，用于計算容量電價的煤電機組固定成本實行全國統一標準，為每年每千瓦330元。2024—2025 年有26個省區的成本回收比例為30%左右，7個省區為50%。從2026年起，各地回收固定成本的比例將提升至不低于50%。

陳宗法表示，對于何時提升至100%，政策尚未提及，此外，容量電價對燃煤機組的考核較為嚴格，并不是所有的燃煤機組都能夠拿到這筆錢。

例如，《通知》指出“不符合國家規劃的煤電機組，以及不滿足國家對于能耗、環保和靈活調節能力等要求的煤電機組”將被排除在外；煤電機組如無法按照調度指令提供所申報的最大出力，將相應扣減容量電費，直至取消其資格。

此外，根據國家容量電價標準和地方實施細則測算，有相當一部分煤電機組不能滿足能耗、超低排放、靈活性要求，部分電廠現有設備的可靠性、煤質難以支撐機組最大出力，供熱機組無法實現最大出力。

“煤電脫困回收固定成本固然重要，但第一位的還是變動成本燃料費，而且受市場影響最大，占總成本的70%以上，折舊、修理費等這些固定成本占總成本不到30%。”陳宗法認為，固定成本回收固然重要，但核心是煤電比價是否合理，煤電聯動是否到位，燃料費能否合理配置。“煤電企業日子能不能真的過下去主要靠燃料費，煤電比價是否合理，最重要的是管控煤價，保證煤電比價合理，煤電上下游協調發展。”

從“扭虧”到“脫困”仍有一程

記者了解到，目前煤電企業整體“扭虧”不假，但尚未從根本上擺脫困境。進入“十四五”時期，煤電企業經營走出了“三步曲”。

“2021 年巨虧，2022 年減虧，2023 年實現了整體扭虧，主要因素是煤炭價格下降，電量增加，電價有所上升，雖盈利但并沒有從根本上擺脫困境。煤電板塊的盈利水平與其在電力行業的地位、貢獻度不匹配，裝機規模和盈利貢獻不匹配。”陳宗法指出，“十四五”至“十五五”期間，煤電發展將以2023年為轉折點繼續增長、提速，但能否吸引社會資本進入煤電領域，如期實現國家調增后的煤電規劃目標，仍存在諸多不確定因素，有待進一步觀察。

陳宗法分析稱，作出上述判斷主要基于以下幾點：

一是2022—2023 年國家要求投產8000 萬千瓦，實際投產7694萬千瓦，完成率約96%。截至2023 年底，全國煤電裝機11.6 億千瓦，距離2025 年13.6 億千瓦的煤電規劃目標約差2 億千瓦，這意味著，2024—2025 年每年要投產1 億千瓦，任務依然艱巨。

二是能源綠色低碳轉型成為全球的普遍共識和一致行動，盡管能源危機的發生為保留化石能源開啟了一個窗口期，但應對氣候變化、加快清潔轉型的呼聲、趨勢并沒有減弱、改變。2023 年，在COP28 會議期間，190 個國家和地區達成共識，加快淘汰不減排的煤電，能源系統仍需擺脫化石燃料，2050年前實現凈零排放。

三是煤電綜合成本快速增加，市場競爭力大幅下降。我國新能源全產業鏈領先世界，風光電呈爆發式增長，相反，煤電的燃料成本、升級改造成本、碳排放成本以及設備造價快速上升。

“總的來講，近年來，煤電市場競爭力相比新能源有所下降，新能源實現快速發展，新能源成長性、經濟性越來越明顯，在某種意義上已超過煤電，煤電的優勢越來越不明顯，除了穩定性和調節性。”陳宗法坦言，由于我國煤電的轉機和扭虧是暫時的、初步的、不確定的，面對長周期能源保供重任以及能源清潔轉型的長期挑戰，陳宗法建議必須從企業主體、國家政策、市場機制協同發力，實現煤電可持續發展，以加快新型能源體系建設，堅決守住能源安全底線。容量電價下的煤電企業不能“躺贏”更不能“躺平”。

那么下一步應該怎么應對？

陳宗法分析，針對存量，要通過“三改聯動”、降本增效提高經濟性。針對增量，要通過兩個聯營、嚴控發展。嚴控發展不等于不要發展，但也不能發展得太多。從長遠看，隨著“雙碳”目標不斷推進，應有序減發，逐步退出。總的來講，煤電要走“煤電+”及改造、延壽、嚴建、減發、退出的清潔高效、低碳轉型的路子。

煤電企業又應該做些什么？

陳宗法建議，首先是管好設備，通過技術的進步，通過管理的創新，來實現彈性生產，實現可靠性、靈活性、經濟性的統一。要拿到容量電價并不容易，現在煤電企業重點是提升燃煤機組靈活調節能力，工控系統自主可控能力，優化生產運行、設備檢修及燃料管理模式，做到容量電價補償應得盡得。

從國家政策方面，要重新認識煤電在能源保供、新型電力系統中的定位、作用，督促地方政府與產業相關方不折不扣繼續落實國家一系列能源保供穩價政策。既要評估既往的煤電政策，還要根據煤電新定位，創新、完善既有的煤電政策，堅持動力煤價、上網電價、用戶電價“三改聯動”不動搖。煤價、電價不能向用戶傳導，是不可持續的，也不符合市場化改革要求的。

另外，要盡快提高煤電容量電價到位的時間、比例，目前的比例只解決了部分問題。要進一步推出“三改聯動”具體可操作的激勵政策，繼續加大煤電關停、退出企業補償力度，提倡各地煤電配置新能源資源，并鼓勵煤電“兩個聯營”。從長遠來看，下一步要探索建立容量電價機制，目前容量電價補償只有30%—50%，政策仍有優化空間，雖然立即考慮探索容量市場還不現實，但可以在局部區域進行試點。同時，完善輔助服務市場，深化中長期、現貨電能量市場，有效對接碳市場，兌現煤電容量價值、調節價值、電量價值、清潔價值。■