中國儲能網(wǎng)訊：“雙碳”目標下，煤電面臨著從我國電量供應(yīng)主體電源逐步向支撐性調(diào)節(jié)電源轉(zhuǎn)型的艱巨任務(wù)。近年來，因煤價高位和電價傳導(dǎo)不暢導(dǎo)致煤電企業(yè)經(jīng)營壓力較大，甚至給部分地區(qū)的電力安全穩(wěn)定供應(yīng)帶來隱患，容量電價對于緩解煤電經(jīng)營壓力、穩(wěn)定行業(yè)預(yù)期、保障煤電發(fā)揮支撐調(diào)節(jié)價值具有重要意義。我國已于2024年正式執(zhí)行煤電容量電價補償機制，實施一年后煤電企業(yè)利潤得到進一步修復(fù)，不僅有力支撐了近年來維持較高增速的煤電投資，穩(wěn)定的電力供應(yīng)也在電氣化率提升背景下更能保障工業(yè)經(jīng)濟平穩(wěn)健康發(fā)展。當然，煤電容量電價在實施過程中也暴露出未能充分反映煤電容量價值等現(xiàn)實問題，未來仍需進一步完善。
近年來煤電企業(yè)經(jīng)營壓力較大
在容量電價實施前，煤電企業(yè)收入主要為電量電費收入，近年來煤電企業(yè)存在一定的經(jīng)營壓力，原因是多方面的：一是電價傳導(dǎo)不暢而形成長期困擾煤電企業(yè)的“煤電頂?！保请S新能源滲透率上升帶來的煤電利用小時數(shù)下降，從成本收益維度理解，即成本上升疊加收入下降，甚至極端情況下出現(xiàn)僅靠電量電費收入難以彌補固定成本的現(xiàn)象。
一方面，“煤電頂?！爆F(xiàn)象由來已久。燃煤成本占煤電企業(yè)成本的比重較高，煤價變動對煤電企業(yè)生產(chǎn)經(jīng)營成本的影響大，從歷史數(shù)據(jù)可以看出，煤電企業(yè)利潤呈現(xiàn)與煤炭價格負相關(guān)的關(guān)系。這意味著在過去的電價機制下，電價變化不能完全反映燃煤成本變化，又稱為“市場煤、計劃電”，煤價上升往往會導(dǎo)致煤電企業(yè)利潤下滑甚至虧損，這在2021年后尤為突出。2021年后，全球經(jīng)濟復(fù)蘇提高能源需求，疊加2022年俄烏沖突下全球能源供應(yīng)短缺大幅提高煤炭等化石能源價格，部分煤電企業(yè)虧損明顯。國資委《企業(yè)績效評價標準值》數(shù)據(jù)顯示，2021年中國火力發(fā)電國有企業(yè)的營業(yè)利潤率平均值近20年首次出現(xiàn)負值（-5.5%），2022年為-1.3%，2023年扭虧為盈修復(fù)至2.6%，但仍處于較低水平。由此可見，雖然2021年1439號文出臺放寬了煤電價格的波動范圍，但僅靠電量電價依然難以保障煤電企業(yè)的平穩(wěn)轉(zhuǎn)型。
另一方面，煤電機組利用小時數(shù)中樞下行，進而降低電量電費收入，導(dǎo)致固定成本難以完全通過電量電費來回收。新能源滲透率上升疊加煤電供過于求，“十三五”期間，煤電利用小時數(shù)已經(jīng)有所下降，“十四五”以來，雖然煤電供需關(guān)系緊張使得煤電利用小時數(shù)小幅回升，但仍低于2013年以前的平均水平。根據(jù)中電聯(lián)統(tǒng)計，中國火電機組的年平均利用小時已經(jīng)從2013年前的5000小時左右下降到目前不超過4500小時。分區(qū)域來看，云南、青海等可再生能源大省的火電機組利用小時數(shù)更低。煤電機組利用小時數(shù)下降會導(dǎo)致煤電收益下滑，煤電機組也越來越難以通過電費收入來彌補固定成本，最終可能導(dǎo)致煤電企業(yè)虧損。
煤電正從主力電源轉(zhuǎn)向支撐調(diào)節(jié)電源，容量電價出臺對于緩解煤電經(jīng)營壓力、保障煤電發(fā)揮支撐調(diào)節(jié)價值具有重要意義。隨著“雙碳”目標確立，我國以風(fēng)光為代表的可再生能源發(fā)電快速發(fā)展，中電聯(lián)發(fā)布《2023~2024年度全國電力供需形勢分析預(yù)測報告》顯示，2023年煤電裝機占比降至39.9%，首次降至40%以下。然而，從能量供應(yīng)角度看，煤電依舊占據(jù)了我國所有電源發(fā)電量的60%左右，是名副其實的電量供應(yīng)主體。根據(jù)國家電網(wǎng)相關(guān)預(yù)測，在2030年碳達峰前仍有近一半的電量保障任務(wù)由煤電提供。除了電量保障作用外，煤電對于當前“雙高”特性（高比例新能源+高比例電力電子設(shè)備）日益顯著的新型電力系統(tǒng)而言，其穩(wěn)定可控的有效容量及靈活可調(diào)的發(fā)電出力至關(guān)重要。尤其是過去兩年，極端天氣頻發(fā)，在水電出力低于預(yù)期之際，風(fēng)光有效容量不足的問題充分暴露，關(guān)鍵時刻還是煤電發(fā)揮了兜底保障作用。因此，容量電價的出臺有助于穩(wěn)定行業(yè)預(yù)期，促進煤電發(fā)揮基礎(chǔ)支撐和兜底保障這一短期內(nèi)仍難以替代的作用。
容量電價助力煤電企業(yè)利潤修復(fù)
煤電容量電價政策自2024年1月1日起實施，旨在回收部分固定成本、穩(wěn)定煤電行業(yè)預(yù)期，保障煤電更好發(fā)揮支撐調(diào)節(jié)價值。在過去幾年部分煤電機組虧損的背景下，容量電價也有望幫助其扭虧為盈，特別是有助于推動煤-電矛盾突出、煤電轉(zhuǎn)型較快地區(qū)、運行時間較短的煤電機組扭虧為盈（見圖1），起到“雪中送炭”的作用。從實際經(jīng)營數(shù)據(jù)看，2024年，煤電企業(yè)的營業(yè)利潤率普遍有所修復(fù)，例如華能國際、大唐發(fā)電、國電電力這3家全國性煤電上市公司的營業(yè)利潤率在2024年前三季度在10%左右（見圖2），落入了中金研究院在2024年初發(fā)布的《新型電力系統(tǒng)電價機制：保障煤電發(fā)揮支撐調(diào)節(jié)價值》中提出的合理利潤率區(qū)間。
煤電企業(yè)利潤率的修復(fù)有利于支撐近年來持續(xù)高位的煤電投資（見圖3）。2021年來，部分地區(qū)出現(xiàn)電力供應(yīng)緊張甚至限電現(xiàn)象，煤電對于電力保供的價值再次凸顯，隨之而來的是煤電裝機核準量和相關(guān)投資快速增長。但2021~2023年煤電企業(yè)在高煤價的壓制下依然存在較大的經(jīng)營壓力，難以支撐快速增長的新增投資，我們可以用度電投資與度電利潤之比衡量企業(yè)利潤中用于投資的比例，這一指標越高說明利潤支撐投資的壓力越大（見圖4）。我們測算發(fā)現(xiàn)，近年來度電投資與度電利潤之比大幅偏離過去的平均水平（為40%左右），其中2021和2022年我們估算全國煤電企業(yè)平均度電利潤為負值，2023年度電利潤雖然轉(zhuǎn)正，但度電投資與度電利潤之比接近100%，這意味著企業(yè)當年幾乎沒有剩余利潤用于償還債務(wù)、股東分紅，或留存以應(yīng)對未來不確定性或投資機會。2024年，我們測算煤電企業(yè)的度電投資與度電利潤之比逐步回歸正常，有利于煤電高質(zhì)量健康發(fā)展。
容量電價實施過程中仍存挑戰(zhàn)
容量電價政策實施一年來，也暴露出一些問題和挑戰(zhàn)。例如，大多數(shù)地區(qū)未將供熱機組承擔(dān)民生供熱導(dǎo)致出力受限容量計入最大出力，導(dǎo)致供熱季損失部分容量電費；跨省跨區(qū)煤電容量電費的分攤機制尚未完全明確等。
與上述操作層面的挑戰(zhàn)相比，我們認為一個更關(guān)鍵的挑戰(zhàn)在于，容量電價機制并未充分反映煤電的容量價值，即在尖峰負荷時期尤其是極端情況下提供電力兜底保障供應(yīng)的價值。理論上來說，價格應(yīng)該圍繞價值上下波動。目前容量電價水平的確定是回收煤電機組一定比例的固定成本，本質(zhì)上是一種基于成本的定價方式，并非基于煤電的真實容量價值。但需要肯定的是，這種做法對于電力市場仍處于發(fā)展初期的中國來說，在政策設(shè)計和執(zhí)行層面具有更高的可行性。
容量電價機制并未充分反映煤電容量價值的另一個體現(xiàn)是，部分地區(qū)限制了煤電容量電價與電量電價之和不超過基準價上浮20%，本質(zhì)上是為了保持煤電企業(yè)收入上限在容量電價出臺前后保持不變，避免工商業(yè)用電成本上升，但沒有充分體現(xiàn)煤電的容量價值。這種做法在當下煤價不高的情況下暫不會對煤電企業(yè)收入產(chǎn)生實質(zhì)性影響，山西優(yōu)混5500大卡動力煤市場價在2024年底跌破800元/噸，煤電電價頂格20%上浮的時代似乎已經(jīng)過去。例如，預(yù)計2025年江蘇年度交易電價為412.5元/兆瓦時，計入容量電價后的綜合電價約為434元/兆瓦時，較燃煤標桿電價溢價約11%，而2024年時溢價超過21%。但在煤炭供給彈性下降和極端天氣頻發(fā)背景下，我們?nèi)匀唤o出未來煤價或存在高波動和上漲的風(fēng)險提示。一旦煤價上漲，上述做法可能會把燃煤成本壓力淤積在煤電企業(yè)內(nèi)部，增大煤電企業(yè)經(jīng)營壓力。
進一步完善容量電價政策
一是短期來看，容量電價水平仍將上升。根據(jù)國家發(fā)改委、國家能源局《關(guān)于建立煤電容量電價機制的通知》（發(fā)改價格〔2023〕1501號），2026年起，各地通過容量電價回收固定成本（每年每千瓦330元）的比例將從不低于30%提升至不低于50%，意味著2026年容量電價水平或?qū)⑦M一步提高，此后回收固定成本的比例也不排除繼續(xù)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電利用小時數(shù)仍然不算低的背景下估計的，隨著未來煤電利用小時數(shù)繼續(xù)下降，煤電機組深度調(diào)峰和啟停會更加頻繁，進而縮短機組運行壽命、提高運營維護以及檢修費用，最終導(dǎo)致年均固定成本增加，意味著未來固定成本可能也需要重新評估，以進一步穩(wěn)定煤電企業(yè)的盈利預(yù)期。
長期來看，容量電價將如何發(fā)展？回答這個問題，首先需要分析煤電未來的發(fā)展方向和發(fā)展節(jié)奏。一方面，隨著新能源滲透率的上升，煤電利用小時數(shù)會逐漸下降，煤電機組在越來越多的時間里處于“備而不用”的狀態(tài)，體現(xiàn)在成本結(jié)構(gòu)上就是燃煤成本等可變成本占比下降、固定成本占比上升。從收入結(jié)構(gòu)匹配成本結(jié)構(gòu)的角度，這意味著電量電費等可變收入占比下降、容量電費等固定收入占比上升。換句話講，煤電企業(yè)的盈利周期波動性下降、公用事業(yè)屬性上升。另一方面，雖然在碳達峰前煤電或仍然是電量供應(yīng)主體，但在我國邁向碳中和的過程中，其他支撐調(diào)節(jié)電源將快速發(fā)展，煤電必然進入“減容減量”的新階段，屆時將呈現(xiàn)新增投資需求不高、經(jīng)營風(fēng)險不大的特點?；谑找媾c風(fēng)險相匹配原則，煤電企業(yè)的利潤率可能也不高。結(jié)合上述兩方面分析，容量電價的長期發(fā)展趨勢就是，容量電費占煤電企業(yè)收入比重越來越高，最終或?qū)⑹沟妹弘娖髽I(yè)利潤率逐漸下降至接近資本成本的水平。
二是探索建立容量市場，優(yōu)化資源配置。從國際經(jīng)驗看，容量成本回收機制主要有以下三種：稀缺電價、容量補償和容量市場，三種回收機制各有特點。稀缺電價僅依靠電能量市場，通過現(xiàn)貨市場上更高的稀缺性電價對高峰負荷時頂峰發(fā)電的煤電機組固定成本進行回收，但收入預(yù)期受高峰時段和電價水平不確定性影響大，容易造成煤電企業(yè)投資積極性不足和容量短缺，引起頻繁的電價飆升或拉閘限電，如2021年美國ERCOT（得克薩斯州電力可靠性委員會）和2022年澳大利亞NEM（國家能源市場）在電力危機時出現(xiàn)電價飆升。相比之下，考慮到電力的公用事業(yè)屬性，成熟電力市場大多采取容量補償機制、容量市場等顯性容量機制，特別是容量補償機制由于建設(shè)難度較低，對電力市場機制尚不成熟的國家來說更具可行性和可操作性。實際上，目前中國的煤電容量電價機制就是一種容量補償機制。與之相比，容量市場的設(shè)計更復(fù)雜、實施難度更大，但優(yōu)勢在于市場化定價的有效性更高，而且可以讓煤電、氣電、儲能等可靠容量主體在統(tǒng)一容量市場中相互競爭，更好發(fā)揮市場在容量價值評估和資源配置中的作用。
三是統(tǒng)籌設(shè)計容量電價機制與現(xiàn)貨市場。從煤電保供收益的角度講，現(xiàn)貨市場和容量電價機制是相互補充的關(guān)系，電力現(xiàn)貨市場能給煤電機組在日內(nèi)、多日等時間尺度上的頂峰發(fā)電和保供提供收益，容量電價旨在保障月度、季度、年度等更長時間尺度的系統(tǒng)充裕度，因此兩者應(yīng)該統(tǒng)籌考慮和設(shè)計。具體來說，容量電價與現(xiàn)貨市場的設(shè)計可能存在多種組合方式，核心是對供電安全與經(jīng)濟性的權(quán)衡。目前中國國家層面的容量電價與現(xiàn)貨市場組合為“部分容量成本補償+成本型電力現(xiàn)貨市場”，即容量補償30%~50%的固定成本，同時對電力現(xiàn)貨市場設(shè)定1.5元/千瓦時的價格上限，這一水平能覆蓋燃煤成本但也不至于過高影響系統(tǒng)經(jīng)濟性。未來，隨著煤電利用小時數(shù)進一步下降，煤電企業(yè)的電量電費收入趨勢下行，有研究認為中國容量電價與現(xiàn)貨市場組合可以向“全容量成本補償+成本型電力現(xiàn)貨市場”或“部分容量成本補償+策略報價型電力現(xiàn)貨市場”兩種類型轉(zhuǎn)變。第一種類型為山東所采用，山東2020年《關(guān)于電力現(xiàn)貨市場容量補償電價有關(guān)事項的通知》規(guī)定，參與電力現(xiàn)貨市場的發(fā)電機組容量補償費用從用戶側(cè)收取，收取標準暫定為每千瓦時0.0991元（含稅），同時考慮到電力系統(tǒng)經(jīng)濟性設(shè)定1.5元/千瓦時的現(xiàn)貨市場出清價格上限。第二種類型為美國大多電力市場所采用，美國電力市場大多采用1000美元/兆瓦時的價格上限，相當于平均批發(fā)電價30~40美元/兆瓦時的30倍左右，相比之下中國1.5元/千瓦時的價格上限約為現(xiàn)貨市場平均成交價格的3~4倍。由于發(fā)電機組能在現(xiàn)貨市場電力供需緊張時獲取較高收益，容量市場只需要彌補邊際機組在現(xiàn)貨市場上無法回收的容量成本。
上述兩種組合類型各有利弊?！叭萘砍杀狙a償+成本型電力現(xiàn)貨市場”的優(yōu)點在于電力現(xiàn)貨價格波動小，用戶用電成本穩(wěn)定，但缺點是峰谷價差小，引導(dǎo)用戶負荷和鼓勵儲能投資的能力受限。與之相反，“部分容量成本補償+策略報價型電力現(xiàn)貨市場”的優(yōu)點是峰谷價差大，可以有效引導(dǎo)用戶負荷能力和促進儲能發(fā)展，但缺點是現(xiàn)貨價格波動大，用戶用電成本不穩(wěn)定。我們認為，短期來看，“全容量補償機制+成本型電力現(xiàn)貨市場”可能是中國電力市場更加均衡合理的現(xiàn)實選擇，但從更加長遠的視角看，“部分容量成本補償+策略報價型電力現(xiàn)貨市場”更能發(fā)揮市場在資源配置中的作用，是電力市場化改革的方向。
