深度 | 容量电价助力煤电企业利润修复

“双碳”目标下，煤电面临着从我国电量供应主体电源逐步向支撑性调节电源转型的艰巨任务。近年来，因煤价高位和电价传导不畅导致煤电企业经营压力较大，甚至给部分地区的电力安全稳定供应带来隐患，容量电价对于缓解煤电经营压力、稳定行业预期、保障煤电发挥支撑调节价值具有重要意义。我国已于2024年正式执行煤电容量电价补偿机制，实施一年后煤电企业利润得到进一步修复，不仅有力支撑了近年来维持较高增速的煤电投资，稳定的电力供应也在电气化率提升背景下更能保障工业经济平稳健康发展。当然，煤电容量电价在实施过程中也暴露出未能充分反映煤电容量价值等现实问题，未来仍需进一步完善。

（来源：电联新媒 作者：王伟 等）

近年来煤电企业经营压力较大

在容量电价实施前，煤电企业收入主要为电量电费收入，近年来煤电企业存在一定的经营压力，原因是多方面的：一是电价传导不畅而形成长期困扰煤电企业的“煤电顶牛”，二是随新能源渗透率上升带来的煤电利用小时数下降，从成本收益维度理解，即成本上升叠加收入下降，甚至极端情况下出现仅靠电量电费收入难以弥补固定成本的现象。

一方面，“煤电顶牛”现象由来已久。燃煤成本占煤电企业成本的比重较高，煤价变动对煤电企业生产经营成本的影响大，从历史数据可以看出，煤电企业利润呈现与煤炭价格负相关的关系。这意味着在过去的电价机制下，电价变化不能完全反映燃煤成本变化，又称为“市场煤、计划电”，煤价上升往往会导致煤电企业利润下滑甚至亏损，这在2021年后尤为突出。2021年后，全球经济复苏提高能源需求，叠加2022年俄乌冲突下全球能源供应短缺大幅提高煤炭等化石能源价格，部分煤电企业亏损明显。国资委《企业绩效评价标准值》数据显示，2021年中国火力发电国有企业的营业利润率平均值近20年首次出现负值（-5.5%），2022年为-1.3%，2023年扭亏为盈修复至2.6%，但仍处于较低水平。由此可见，虽然2021年1439号文出台放宽了煤电价格的波动范围，但仅靠电量电价依然难以保障煤电企业的平稳转型。

另一方面，煤电机组利用小时数中枢下行，进而降低电量电费收入，导致固定成本难以完全通过电量电费来回收。新能源渗透率上升叠加煤电供过于求，“十三五”期间，煤电利用小时数已经有所下降，“十四五”以来，虽然煤电供需关系紧张使得煤电利用小时数小幅回升，但仍低于2013年以前的平均水平。根据中电联统计，中国火电机组的年平均利用小时已经从2013年前的5000小时左右下降到目前不超过4500小时。分区域来看，云南、青海等可再生能源大省的火电机组利用小时数更低。煤电机组利用小时数下降会导致煤电收益下滑，煤电机组也越来越难以通过电费收入来弥补固定成本，最终可能导致煤电企业亏损。

煤电正从主力电源转向支撑调节电源，容量电价出台对于缓解煤电经营压力、保障煤电发挥支撑调节价值具有重要意义。随着“双碳”目标确立，我国以风光为代表的可再生能源发电快速发展，中电联发布《2023~2024年度全国电力供需形势分析预测报告》显示，2023年煤电装机占比降至39.9%，首次降至40%以下。然而，从能量供应角度看，煤电依旧占据了我国所有电源发电量的60%左右，是名副其实的电量供应主体。根据国家电网相关预测，在2030年碳达峰前仍有近一半的电量保障任务由煤电提供。除了电量保障作用外，煤电对于当前“双高”特性（高比例新能源+高比例电力电子设备）日益显著的新型电力系统而言，其稳定可控的有效容量及灵活可调的发电出力至关重要。尤其是过去两年，极端天气频发，在水电出力低于预期之际，风光有效容量不足的问题充分暴露，关键时刻还是煤电发挥了兜底保障作用。因此，容量电价的出台有助于稳定行业预期，促进煤电发挥基础支撑和兜底保障这一短期内仍难以替代的作用。

容量电价助力煤电企业利润修复

煤电容量电价政策自2024年1月1日起实施，旨在回收部分固定成本、稳定煤电行业预期，保障煤电更好发挥支撑调节价值。在过去几年部分煤电机组亏损的背景下，容量电价也有望帮助其扭亏为盈，特别是有助于推动煤-电矛盾突出、煤电转型较快地区、运行时间较短的煤电机组扭亏为盈（见图1），起到“雪中送炭”的作用。从实际经营数据看，2024年，煤电企业的营业利润率普遍有所修复，例如华能国际、大唐发电、国电电力这3家全国性煤电上市公司的营业利润率在2024年前三季度在10%左右（见图2），落入了中金研究院在2024年初发布的《新型电力系统电价机制：保障煤电发挥支撑调节价值》中提出的合理利润率区间。

煤电企业利润率的修复有利于支撑近年来持续高位的煤电投资（见图3）。2021年来，部分地区出现电力供应紧张甚至限电现象，煤电对于电力保供的价值再次凸显，随之而来的是煤电装机核准量和相关投资快速增长。但2021~2023年煤电企业在高煤价的压制下依然存在较大的经营压力，难以支撑快速增长的新增投资，我们可以用度电投资与度电利润之比衡量企业利润中用于投资的比例，这一指标越高说明利润支撑投资的压力越大（见图4）。我们测算发现，近年来度电投资与度电利润之比大幅偏离过去的平均水平（为40%左右），其中2021和2022年我们估算全国煤电企业平均度电利润为负值，2023年度电利润虽然转正，但度电投资与度电利润之比接近100%，这意味着企业当年几乎没有剩余利润用于偿还债务、股东分红，或留存以应对未来不确定性或投资机会。2024年，我们测算煤电企业的度电投资与度电利润之比逐步回归正常，有利于煤电高质量健康发展。

容量电价实施过程中仍存挑战

容量电价政策实施一年来，也暴露出一些问题和挑战。例如，大多数地区未将供热机组承担民生供热导致出力受限容量计入最大出力，导致供热季损失部分容量电费；跨省跨区煤电容量电费的分摊机制尚未完全明确等。

与上述操作层面的挑战相比，我们认为一个更关键的挑战在于，容量电价机制并未充分反映煤电的容量价值，即在尖峰负荷时期尤其是极端情况下提供电力兜底保障供应的价值。理论上来说，价格应该围绕价值上下波动。目前容量电价水平的确定是回收煤电机组一定比例的固定成本，本质上是一种基于成本的定价方式，并非基于煤电的真实容量价值。但需要肯定的是，这种做法对于电力市场仍处于发展初期的中国来说，在政策设计和执行层面具有更高的可行性。

容量电价机制并未充分反映煤电容量价值的另一个体现是，部分地区限制了煤电容量电价与电量电价之和不超过基准价上浮20%，本质上是为了保持煤电企业收入上限在容量电价出台前后保持不变，避免工商业用电成本上升，但没有充分体现煤电的容量价值。这种做法在当下煤价不高的情况下暂不会对煤电企业收入产生实质性影响，山西优混5500大卡动力煤市场价在2024年底跌破800元/吨，煤电电价顶格20%上浮的时代似乎已经过去。例如，预计2025年江苏年度交易电价为412.5元/兆瓦时，计入容量电价后的综合电价约为434元/兆瓦时，较燃煤标杆电价溢价约11%，而2024年时溢价超过21%。但在煤炭供给弹性下降和极端天气频发背景下，我们仍然给出未来煤价或存在高波动和上涨的风险提示。一旦煤价上涨，上述做法可能会把燃煤成本压力淤积在煤电企业内部，增大煤电企业经营压力。

进一步完善容量电价政策

一是短期来看，容量电价水平仍将上升。根据国家发改委、国家能源局《关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号），2026年起，各地通过容量电价回收固定成本（每年每千瓦330元）的比例将从不低于30%提升至不低于50%，意味着2026年容量电价水平或将进一步提高，此后回收固定成本的比例也不排除继续上升的可能。另外，每年每千瓦330元的固定成本是基于目前煤电利用小时数仍然不算低的背景下估计的，随着未来煤电利用小时数继续下降，煤电机组深度调峰和启停会更加频繁，进而缩短机组运行寿命、提高运营维护以及检修费用，最终导致年均固定成本增加，意味着未来固定成本可能也需要重新评估，以进一步稳定煤电企业的盈利预期。

长期来看，容量电价将如何发展？回答这个问题，首先需要分析煤电未来的发展方向和发展节奏。一方面，随着新能源渗透率的上升，煤电利用小时数会逐渐下降，煤电机组在越来越多的时间里处于“备而不用”的状态，体现在成本结构上就是燃煤成本等可变成本占比下降、固定成本占比上升。从收入结构匹配成本结构的角度，这意味着电量电费等可变收入占比下降、容量电费等固定收入占比上升。换句话讲，煤电企业的盈利周期波动性下降、公用事业属性上升。另一方面，虽然在碳达峰前煤电或仍然是电量供应主体，但在我国迈向碳中和的过程中，其他支撑调节电源将快速发展，煤电必然进入“减容减量”的新阶段，届时将呈现新增投资需求不高、经营风险不大的特点。基于收益与风险相匹配原则，煤电企业的利润率可能也不高。结合上述两方面分析，容量电价的长期发展趋势就是，容量电费占煤电企业收入比重越来越高，最终或将使得煤电企业利润率逐渐下降至接近资本成本的水平。

二是探索建立容量市场，优化资源配置。从国际经验看，容量成本回收机制主要有以下三种：稀缺电价、容量补偿和容量市场，三种回收机制各有特点。稀缺电价仅依靠电能量市场，通过现货市场上更高的稀缺性电价对高峰负荷时顶峰发电的煤电机组固定成本进行回收，但收入预期受高峰时段和电价水平不确定性影响大，容易造成煤电企业投资积极性不足和容量短缺，引起频繁的电价飙升或拉闸限电，如2021年美国ERCOT（得克萨斯州电力可靠性委员会）和2022年澳大利亚NEM（国家能源市场）在电力危机时出现电价飙升。相比之下，考虑到电力的公用事业属性，成熟电力市场大多采取容量补偿机制、容量市场等显性容量机制，特别是容量补偿机制由于建设难度较低，对电力市场机制尚不成熟的国家来说更具可行性和可操作性。实际上，目前中国的煤电容量电价机制就是一种容量补偿机制。与之相比，容量市场的设计更复杂、实施难度更大，但优势在于市场化定价的有效性更高，而且可以让煤电、气电、储能等可靠容量主体在统一容量市场中相互竞争，更好发挥市场在容量价值评估和资源配置中的作用。

三是统筹设计容量电价机制与现货市场。从煤电保供收益的角度讲，现货市场和容量电价机制是相互补充的关系，电力现货市场能给煤电机组在日内、多日等时间尺度上的顶峰发电和保供提供收益，容量电价旨在保障月度、季度、年度等更长时间尺度的系统充裕度，因此两者应该统筹考虑和设计。具体来说，容量电价与现货市场的设计可能存在多种组合方式，核心是对供电安全与经济性的权衡。目前中国国家层面的容量电价与现货市场组合为“部分容量成本补偿+成本型电力现货市场”，即容量补偿30%~50%的固定成本，同时对电力现货市场设定1.5元/千瓦时的价格上限，这一水平能覆盖燃煤成本但也不至于过高影响系统经济性。未来，随着煤电利用小时数进一步下降，煤电企业的电量电费收入趋势下行，有研究认为中国容量电价与现货市场组合可以向“全容量成本补偿+成本型电力现货市场”或“部分容量成本补偿+策略报价型电力现货市场”两种类型转变。第一种类型为山东所采用，山东2020年《关于电力现货市场容量补偿电价有关事项的通知》规定，参与电力现货市场的发电机组容量补偿费用从用户侧收取，收取标准暂定为每千瓦时0.0991元（含税），同时考虑到电力系统经济性设定1.5元/千瓦时的现货市场出清价格上限。第二种类型为美国大多电力市场所采用，美国电力市场大多采用1000美元/兆瓦时的价格上限，相当于平均批发电价30~40美元/兆瓦时的30倍左右，相比之下中国1.5元/千瓦时的价格上限约为现货市场平均成交价格的3~4倍。由于发电机组能在现货市场电力供需紧张时获取较高收益，容量市场只需要弥补边际机组在现货市场上无法回收的容量成本。

上述两种组合类型各有利弊。“全容量成本补偿+成本型电力现货市场”的优点在于电力现货价格波动小，用户用电成本稳定，但缺点是峰谷价差小，引导用户负荷和鼓励储能投资的能力受限。与之相反，“部分容量成本补偿+策略报价型电力现货市场”的优点是峰谷价差大，可以有效引导用户负荷能力和促进储能发展，但缺点是现货价格波动大，用户用电成本不稳定。我们认为，短期来看，“全容量补偿机制+成本型电力现货市场”可能是中国电力市场更加均衡合理的现实选择，但从更加长远的视角看，“部分容量成本补偿+策略报价型电力现货市场”更能发挥市场在资源配置中的作用，是电力市场化改革的方向。