陈宗法：容量电价下煤电企业不能“躺赢”更不能“躺平”

“建立煤电容量电价机制意义重大。”3月7日，在由中国能源研究会主办、中国能源研究会能源政策研究室承办的“新型电力系统沙龙”会议上，中国电力企业联合会首席专家、中国能源研究会理事陈宗法指出。

（来源：微信公众号“中国能源观察”）

2023年11月，《国家发展改革委 国家能源局关于建立煤电容量电价机制的通知》（以下简称《通知》）发布，《通知》明确自2024年1月1日起，将煤电单一制电价调整为两部制电价。其中电量电价通过市场化方式形成，灵敏反映电力市场供需、燃料成本变化等情况；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，充分体现煤电对电力系统的支撑调节价值，确保煤电行业持续健康运行。

目前煤电企业生存状况如何？还将面临怎样的挑战？需要哪些政策方面的支持？对此陈宗法进行了深入探讨。

煤电容量电价机制出台意义重大

“这个文件对于煤电企业来讲盼望已久，被称为是2023年入冬以来第一缕温暖的阳光，也被我们业内人士称为一项具有里程碑意义的电价改革举措。”陈宗法说。

陈宗法认为，煤电容量电价机制出台意义重大，在一定程度上给煤电企业吃下了“定心丸”。过去煤电企业都是多发多得、不发不得，但容量电价机制的出台将会改变这种情况。

一方面，煤电容量电价机制可以更好地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。特别是可以减少电力市场的不确定性，减轻煤电企业的生存压力。从长远来看，还有利于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，煤电容量电价机制有利于促使煤电加速向灵活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。

“但有了容量电价煤电企业并不能‘躺赢’。”陈宗法认为，此次容量电价机制调整属于电价结构性调整，并不会抬高终端用户电价水平。

“在2023年底，国家明确要求新签订的2024年煤电长协价格不得超过2023年中长协价格，也就是说，2023年中长协价格既包含容量电价又包含电量电价，2024年签订的中长协价格要把容量电价这部分扣除，所以总体并没有抬高终端用户电价水平。”陈宗法解释。

记者注意到，在多省市出台的容量电价两部制相关文件中，都明确按照回收煤电机组一定比例的固定成本，来确定容量电价补贴额度。但回收成本并不是一步到位，而是按照30%、50%、70%……阶梯分步实施。

《通知》中也明确，用于计算容量电价的煤电机组固定成本实行全国统一标准，为每年每千瓦330元。2024—2025年有26个省区的成本回收比例为30%左右，7个省区为50%。从2026年起，各地回收固定成本的比例将提升至不低于50%。

陈宗法表示，对于何时提升至100%，政策尚未提及，此外，容量电价对燃煤机组的考核较为严格，并不是所有的燃煤机组都能够拿到这笔钱。

例如，《通知》指出“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”将被排除在外；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，直至取消其资格。

此外，根据国家容量电价标准和地方实施细则测算，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。

“煤电脱困回收固定成本固然重要，但第一位的还是变动成本燃料费，而且受市场影响最大，占总成本的70%以上，折旧、修理费等这些固定成本占总成本不到30%。”陈宗法认为，固定成本回收固然重要，但核心是煤电比价是否合理，煤电联动是否到位，燃料费能否合理配置。“煤电企业日子能不能真的过下去主要靠燃料费，煤电比价是否合理，最重要的是管控煤价，保证煤电比价合理，煤电上下游协调发展。”

从“扭亏”到“脱困”仍有一程

记者了解到，目前煤电企业整体“扭亏”不假，但尚未从根本上摆脱困境。进入“十四五”时期，煤电企业经营走出了“三步曲”。

“2021年巨亏，2022年减亏，2023年实现了整体扭亏，主要因素是煤炭价格下降，电量增加，电价有所上升，虽盈利但并没有从根本上摆脱困境。煤电板块的盈利水平与其在电力行业的地位、贡献度不匹配，装机规模和盈利贡献不匹配。”陈宗法指出，“十四五”至“十五五”期间，煤电发展将以2023年为转折点继续增长、提速，但能否吸引社会资本进入煤电领域，如期实现国家调增后的煤电规划目标，仍存在诸多不确定因素，有待进一步观察。

陈宗法分析称，作出上述判断主要基于以下几点：

一是2022—2023年国家要求投产8000万千瓦，实际投产7694万千瓦，完成率约96%。截至2023年底，全国煤电装机11.6亿千瓦，距离2025年13.6亿千瓦的煤电规划目标约差2亿千瓦，这意味着，2024—2025年每年要投产1亿千瓦，任务依然艰巨。

二是能源绿色低碳转型成为全球的普遍共识和一致行动，尽管能源危机的发生为保留化石能源开启了一个窗口期，但应对气候变化、加快清洁转型的呼声、趋势并没有减弱、改变。2023年，在COP28会议期间，190个国家和地区达成共识，加快淘汰不减排的煤电，能源系统仍需摆脱化石燃料，2050年前实现净零排放。

三是煤电综合成本快速增加，市场竞争力大幅下降。我国新能源全产业链领先世界，风光电呈爆发式增长，相反，煤电的燃料成本、升级改造成本、碳排放成本以及设备造价快速上升。

“总的来讲，近年来，煤电市场竞争力相比新能源有所下降，新能源实现快速发展，新能源成长性、经济性越来越明显，在某种意义上已超过煤电，煤电的优势越来越不明显，除了稳定性和调节性。”陈宗法坦言，由于我国煤电的转机和扭亏是暂时的、初步的、不确定的，面对长周期能源保供重任以及能源清洁转型的长期挑战，陈宗法建议必须从企业主体、国家政策、市场机制协同发力，实现煤电可持续发展，以加快新型能源体系建设，坚决守住能源安全底线。容量电价下的煤电企业不能“躺赢”更不能“躺平”。

那么下一步应该怎么应对？

陈宗法分析，针对存量，要通过“三改联动”、降本增效提高经济性。针对增量，要通过两个联营、严控发展。严控发展不等于不要发展，但也不能发展得太多。从长远看，随着“双碳”目标不断推进，应有序减发，逐步退出。总的来讲，煤电要走“煤电+”及改造、延寿、严建、减发、退出的清洁高效、低碳转型的路子。

煤电企业又应该做些什么？

陈宗法建议，首先是管好设备，通过技术的进步，通过管理的创新，来实现弹性生产，实现可靠性、灵活性、经济性的统一。要拿到容量电价并不容易，现在煤电企业重点是提升燃煤机组灵活调节能力，工控系统自主可控能力，优化生产运行、设备检修及燃料管理模式，做到容量电价补偿应得尽得。

从国家政策方面，要重新认识煤电在能源保供、新型电力系统中的定位、作用，督促地方政府与产业相关方不折不扣继续落实国家一系列能源保供稳价政策。既要评估既往的煤电政策，还要根据煤电新定位，创新、完善既有的煤电政策，坚持动力煤价、上网电价、用户电价“三改联动”不动摇。煤价、电价不能向用户传导，是不可持续的，也不符合市场化改革要求的。

另外，要尽快提高煤电容量电价到位的时间、比例，目前的比例只解决了部分问题。要进一步推出“三改联动”具体可操作的激励政策，继续加大煤电关停、退出企业补偿力度，提倡各地煤电配置新能源资源，并鼓励煤电“两个联营”。从长远来看，下一步要探索建立容量电价机制，目前容量电价补偿只有30%—50%，政策仍有优化空间，虽然立即考虑探索容量市场还不现实，但可以在局部区域进行试点。同时，完善辅助服务市场，深化中长期、现货电能量市场，有效对接碳市场，兑现煤电容量价值、调节价值、电量价值、清洁价值。