中國儲(chǔ)能網(wǎng)訊：“雙碳”目標(biāo)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(jià)高位和電價(jià)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(jià)對(duì)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(jià)值具有重要意義。我國已于2024年正式執(zhí)行煤電容量電價(jià)補(bǔ)償機(jī)制，實(shí)施一年后煤電企業(yè)利潤得到進(jìn)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(jì)平穩(wěn)健康發(fā)展。當(dāng)然，煤電容量電價(jià)在實(shí)施過程中也暴露出未能充分反映煤電容量價(jià)值等現(xiàn)實(shí)問題，未來仍需進(jìn)一步完善。
近年來煤電企業(yè)經(jīng)營壓力較大
在容量電價(jià)實(shí)施前，煤電企業(yè)收入主要為電量電費(fèi)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(jià)傳導(dǎo)不暢而形成長期困擾煤電企業(yè)的“煤電頂牛”，二是隨新能源滲透率上升帶來的煤電利用小時(shí)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(fèi)收入難以彌補(bǔ)固定成本的現(xiàn)象。
一方面，“煤電頂牛”現(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(jià)變動(dòng)對(duì)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(jià)格負(fù)相關(guān)的關(guān)系。這意味著在過去的電價(jià)機(jī)制下，電價(jià)變化不能完全反映燃煤成本變化，又稱為“市場煤、計(jì)劃電”，煤價(jià)上升往往會(huì)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(jì)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(jià)格，部分煤電企業(yè)虧損明顯。國資委《企業(yè)績效評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)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(fù)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(hào)文出臺(tái)放寬了煤電價(jià)格的波動(dòng)范圍，但僅靠電量電價(jià)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(jī)組利用小時(shí)數(shù)中樞下行，進(jìn)而降低電量電費(fèi)收入，導(dǎo)致固定成本難以完全通過電量電費(fèi)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(shí)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(shí)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(jì)，中國火電機(jī)組的年平均利用小時(shí)已經(jīng)從2013年前的5000小時(shí)左右下降到目前不超過4500小時(shí)。分區(qū)域來看，云南、青海等可再生能源大省的火電機(jī)組利用小時(shí)數(shù)更低。煤電機(jī)組利用小時(shí)數(shù)下降會(huì)導(dǎo)致煤電收益下滑，煤電機(jī)組也越來越難以通過電費(fèi)收入來彌補(bǔ)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(jià)出臺(tái)對(duì)于緩解煤電經(jīng)營壓力、保障煤電發(fā)揮支撐調(diào)節(jié)價(jià)值具有重要意義。隨著“雙碳”目標(biāo)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(bào)告》顯示，2023年煤電裝機(jī)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(shí)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(dá)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(duì)于當(dāng)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(shí)刻還是煤電發(fā)揮了兜底保障作用。因此，容量電價(jià)的出臺(tái)有助于穩(wěn)定行業(yè)預(yù)期，促進(jìn)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(jià)助力煤電企業(yè)利潤修復(fù)
煤電容量電價(jià)政策自2024年1月1日起實(shí)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(jià)值。在過去幾年部分煤電機(jī)組虧損的背景下，容量電價(jià)也有望幫助其扭虧為盈，特別是有助于推動(dòng)煤-電矛盾突出、煤電轉(zhuǎn)型較快地區(qū)、運(yùn)行時(shí)間較短的煤電機(jī)組扭虧為盈（見圖1），起到“雪中送炭”的作用。從實(shí)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(jià)機(jī)制：保障煤電發(fā)揮支撐調(diào)節(jié)價(jià)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(duì)于電力保供的價(jià)值再次凸顯，隨之而來的是煤電裝機(jī)核準(zhǔn)量和相關(guān)投資快速增長。但2021~2023年煤電企業(yè)在高煤價(jià)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(biāo)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(fù)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(dāng)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(duì)未來不確定性或投資機(jī)會(huì)。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(jià)實(shí)施過程中仍存挑戰(zhàn)
容量電價(jià)政策實(shí)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(jī)組承擔(dān)民生供熱導(dǎo)致出力受限容量計(jì)入最大出力，導(dǎo)致供熱季損失部分容量電費(fèi)；跨省跨區(qū)煤電容量電費(fèi)的分?jǐn)倷C(jī)制尚未完全明確等。
與上述操作層面的挑戰(zhàn)相比，我們認(rèn)為一個(gè)更關(guān)鍵的挑戰(zhàn)在于，容量電價(jià)機(jī)制并未充分反映煤電的容量價(jià)值，即在尖峰負(fù)荷時(shí)期尤其是極端情況下提供電力兜底保障供應(yīng)的價(jià)值。理論上來說，價(jià)格應(yīng)該圍繞價(jià)值上下波動(dòng)。目前容量電價(jià)水平的確定是回收煤電機(jī)組一定比例的固定成本，本質(zhì)上是一種基于成本的定價(jià)方式，并非基于煤電的真實(shí)容量價(jià)值。但需要肯定的是，這種做法對(duì)于電力市場仍處于發(fā)展初期的中國來說，在政策設(shè)計(jì)和執(zhí)行層面具有更高的可行性。
容量電價(jià)機(jī)制并未充分反映煤電容量價(jià)值的另一個(gè)體現(xiàn)是，部分地區(qū)限制了煤電容量電價(jià)與電量電價(jià)之和不超過基準(zhǔn)價(jià)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(jià)出臺(tái)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(jià)值。這種做法在當(dāng)下煤價(jià)不高的情況下暫不會(huì)對(duì)煤電企業(yè)收入產(chǎn)生實(shí)質(zhì)性影響，山西優(yōu)混5500大卡動(dòng)力煤市場價(jià)在2024年底跌破800元/噸，煤電電價(jià)頂格20%上浮的時(shí)代似乎已經(jīng)過去。例如，預(yù)計(jì)2025年江蘇年度交易電價(jià)為412.5元/兆瓦時(shí)，計(jì)入容量電價(jià)后的綜合電價(jià)約為434元/兆瓦時(shí)，較燃煤標(biāo)桿電價(jià)溢價(jià)約11%，而2024年時(shí)溢價(jià)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(jià)或存在高波動(dòng)和上漲的風(fēng)險(xiǎn)提示。一旦煤價(jià)上漲，上述做法可能會(huì)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(jìn)一步完善容量電價(jià)政策
一是短期來看，容量電價(jià)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(jià)機(jī)制的通知》（發(fā)改價(jià)格〔2023〕1501號(hào)），2026年起，各地通過容量電價(jià)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(jià)水平或?qū)⑦M(jìn)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(shí)數(shù)仍然不算低的背景下估計(jì)的，隨著未來煤電利用小時(shí)數(shù)繼續(xù)下降，煤電機(jī)組深度調(diào)峰和啟停會(huì)更加頻繁，進(jìn)而縮短機(jī)組運(yùn)行壽命、提高運(yùn)營維護(hù)以及檢修費(fèi)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(píng)估，以進(jìn)一步穩(wěn)定煤電企業(yè)的盈利預(yù)期。
長期來看，容量電價(jià)將如何發(fā)展？回答這個(gè)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(shí)數(shù)會(huì)逐漸下降，煤電機(jī)組在越來越多的時(shí)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(fèi)等可變收入占比下降、容量電費(fèi)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(dòng)性下降、公用事業(yè)屬性上升。另一方面，雖然在碳達(dá)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(jìn)入“減容減量”的新階段，屆時(shí)將呈現(xiàn)新增投資需求不高、經(jīng)營風(fēng)險(xiǎn)不大的特點(diǎn)?；谑找媾c風(fēng)險(xiǎn)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(jià)的長期發(fā)展趨勢就是，容量電費(fèi)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(yàn)看，容量成本回收機(jī)制主要有以下三種：稀缺電價(jià)、容量補(bǔ)償和容量市場，三種回收機(jī)制各有特點(diǎn)。稀缺電價(jià)僅依靠電能量市場，通過現(xiàn)貨市場上更高的稀缺性電價(jià)對(duì)高峰負(fù)荷時(shí)頂峰發(fā)電的煤電機(jī)組固定成本進(jìn)行回收，但收入預(yù)期受高峰時(shí)段和電價(jià)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(jià)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(huì)）和2022年澳大利亞NEM（國家能源市場）在電力危機(jī)時(shí)出現(xiàn)電價(jià)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(bǔ)償機(jī)制、容量市場等顯性容量機(jī)制，特別是容量補(bǔ)償機(jī)制由于建設(shè)難度較低，對(duì)電力市場機(jī)制尚不成熟的國家來說更具可行性和可操作性。實(shí)際上，目前中國的煤電容量電價(jià)機(jī)制就是一種容量補(bǔ)償機(jī)制。與之相比，容量市場的設(shè)計(jì)更復(fù)雜、實(shí)施難度更大，但優(yōu)勢在于市場化定價(jià)的有效性更高，而且可以讓煤電、氣電、儲(chǔ)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(jià)值評(píng)估和資源配置中的作用。
三是統(tǒng)籌設(shè)計(jì)容量電價(jià)機(jī)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(jià)機(jī)制是相互補(bǔ)充的關(guān)系，電力現(xiàn)貨市場能給煤電機(jī)組在日內(nèi)、多日等時(shí)間尺度上的頂峰發(fā)電和保供提供收益，容量電價(jià)旨在保障月度、季度、年度等更長時(shí)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(jì)。具體來說，容量電價(jià)與現(xiàn)貨市場的設(shè)計(jì)可能存在多種組合方式，核心是對(duì)供電安全與經(jīng)濟(jì)性的權(quán)衡。目前中國國家層面的容量電價(jià)與現(xiàn)貨市場組合為“部分容量成本補(bǔ)償+成本型電力現(xiàn)貨市場”，即容量補(bǔ)償30%~50%的固定成本，同時(shí)對(duì)電力現(xiàn)貨市場設(shè)定1.5元/千瓦時(shí)的價(jià)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(jì)性。未來，隨著煤電利用小時(shí)數(shù)進(jìn)一步下降，煤電企業(yè)的電量電費(fèi)收入趨勢下行，有研究認(rèn)為中國容量電價(jià)與現(xiàn)貨市場組合可以向“全容量成本補(bǔ)償+成本型電力現(xiàn)貨市場”或“部分容量成本補(bǔ)償+策略報(bào)價(jià)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(bǔ)償電價(jià)有關(guān)事項(xiàng)的通知》規(guī)定，參與電力現(xiàn)貨市場的發(fā)電機(jī)組容量補(bǔ)償費(fèi)用從用戶側(cè)收取，收取標(biāo)準(zhǔn)暫定為每千瓦時(shí)0.0991元（含稅），同時(shí)考慮到電力系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性設(shè)定1.5元/千瓦時(shí)的現(xiàn)貨市場出清價(jià)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(shí)的價(jià)格上限，相當(dāng)于平均批發(fā)電價(jià)30~40美元/兆瓦時(shí)的30倍左右，相比之下中國1.5元/千瓦時(shí)的價(jià)格上限約為現(xiàn)貨市場平均成交價(jià)格的3~4倍。由于發(fā)電機(jī)組能在現(xiàn)貨市場電力供需緊張時(shí)獲取較高收益，容量市場只需要彌補(bǔ)邊際機(jī)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(bǔ)償+成本型電力現(xiàn)貨市場”的優(yōu)點(diǎn)在于電力現(xiàn)貨價(jià)格波動(dòng)小，用戶用電成本穩(wěn)定，但缺點(diǎn)是峰谷價(jià)差小，引導(dǎo)用戶負(fù)荷和鼓勵(lì)儲(chǔ)能投資的能力受限。與之相反，“部分容量成本補(bǔ)償+策略報(bào)價(jià)型電力現(xiàn)貨市場”的優(yōu)點(diǎn)是峰谷價(jià)差大，可以有效引導(dǎo)用戶負(fù)荷能力和促進(jìn)儲(chǔ)能發(fā)展，但缺點(diǎn)是現(xiàn)貨價(jià)格波動(dòng)大，用戶用電成本不穩(wěn)定。我們認(rèn)為，短期來看，“全容量補(bǔ)償機(jī)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(shí)選擇，但從更加長遠(yuǎn)的視角看，“部分容量成本補(bǔ)償+策略報(bào)價(jià)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。
