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    陳宗法:煤電容量電價不是萬能的

    能源新媒發布時間:2024-01-09 16:58:37  作者:陳宗法

      容量電價本身是一種好機制,但也不是萬能的,其發揮作用是有條件的。

      歲末年初,煤電一改往年的頹勢,接連傳來“兩大利好”,一是國家正式出臺煤電容量電價政策,從2024年1月1日起執行;二是煤電企業經營情況改觀,2021-2023年分別走出了“巨虧”“減虧”“扭虧”三步曲。那么,我們如何正確理解容量電價?容量電價下煤電就能真的“躺平”嗎?

      “里程碑意義的改革舉措”

      去年11月,國家發改委、國家能源局聯合發布《關于建立煤電容量電價機制的通知》,明確了煤電固定成本全國統一為每年每千瓦330元,2024~2025年多數地方通過容量電價回收固定成本的30%左右,部分煤電轉型較快的地方適當高一些,為50%左右。2026年起,將各地回收固定成本的比例提升至不低于50%。同時,明確容量電價由工商業用戶按當月用電量比例分攤。

      這項政策業內外盼望已久、萬眾期待,出臺后好評如潮,一定程度上給煤電企業吃下“定心丸”,也夯實能源轉型的“經濟基礎”,被一位專業人士譽為“一項具有里程碑意義的電價改革舉措”,被一位網友比喻為“入冬以來第一縷溫暖的陽光”。

      個人認為,建立煤電容量電價機制確實意義重大。一方面,有利于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,減少電力市場的不確定性、減輕煤電企業的生存壓力,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,有利于促使煤電加速向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。

      容量電價并非萬能的

      容量電價始于1882年英國,已在世界許多國家推廣實施。在中國先是燃氣發電,后是抽水蓄能,現在擴大到煤電企業。抽水蓄能推出兩部制電價與分時電價后,確實改善了盈利預期,引發了一波大干快上的熱潮。不過,在燃氣發電領域容量電價推出時間更長,其發揮的作用并不明顯。

      毋庸置疑,容量電價本身是一種好機制,但也不是萬能的,其發揮作用也是有條件的。推出新的煤電容量電價,客觀上要受制于我國的基本國情、煤電企業的現狀、國家對終端用戶電價承受能力的保護、電力市場與燃料市場能否協同,以及容量電價政策是否充分到位,今后能否真正發揮上述兩方面的重大作用,不妨“讓子彈飛一會兒”,以便在今后的實踐中不斷修正、豐富、完善。

      一是本次改革屬于電價結構性調整,并不抬高終端用戶電價水平。業內原本以為容量電價是在現有煤電電價之上新增一項價格,并按回收全部固定成本核定。事實上,這次改革國家有關部門從穩定終端用戶電價水平出發,協調地方政府、電力企業達成共識,將現行的煤電電價進行了結構性分拆,變成容量電價和電量電價,從一部制變成兩部制。近期,國家明確要求“2024年度煤電中長協價格不得超過2023年的中長協價格扣除度電容量電費后的水平”,居民和農業用戶仍執行現行目錄銷售電價,以穩定工商企業負擔,穩定經濟增長與社會預期。

      可見,建立煤電容量電價機制只是電價結構的調整,煤電總體價格水平并沒有提高,相反隨著目前煤電交易電價小幅下降,將帶動整個電力市場其他電源交易電價下行。山東等個別省份還因國家統一政策的出臺拉低了原已執行的較高的容量電費補償標準。官方預判這次改革“對于終端用戶用電成本的影響,無論是從短期還是從長期看,都是積極正面的”。

      因此,這項改革并不是為了解決煤電虧損問題,重在建立新型電力系統下回收煤電企業固定成本的新機制,改變過去只有發電才能回收成本的現象。

      二是容量電價補償標準偏低,分年到位,且門檻高、考核嚴格,獲取不易。根據測算,全國煤電企業每年每千瓦固定成本,主要包括折舊費、財務費、人工費、修理費等,一般為350-360元,高的接近380元。為激勵先進、降低造價,全國統一核定為每年每千瓦固定成本330元,而且補償不是一步到位,“煤電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”,2024~2025年26個省區為30%左右即每年每千瓦100元,7個省區為50%即每年每千瓦165元,綜合平均109元,折合度電2.85分,只占全部固定成本的33%,一年全國約1100億元。2026年起,將各地回收固定成本的比例提升至不低于50%。什么時候回收比例提升到100%,文中沒有明確。這種分步法,被網友戲稱為“畫餅”,煤電企業享受的只是“低保”。

      要享受容量電價補償政策,做到“旱澇保收”也絕非容易,不僅執行范圍有嚴格限定,而且進行定量剛性考核。“燃煤自備電廠、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”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。如月內發生2次,扣減容量電費的10%,發生3次扣減50%,發生4次及以上扣減100%,直至取消其資格。近期,各省級政府正在出臺容量電價實施細則,根據現有的國家和地方標準測算,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。

      為此,煤電企業需進一步夯實設備可靠性基礎,重點提升煤機靈活調節能力、工控系統自主可控能力,持續優化生產運行、設備檢修及燃料管理模式,統籌兼顧可靠性、靈活性與經濟性。

      三是煤電解困回收固定成本固然重要,但第一位的還是變動成本中的燃料費。眾所周知,我國發電側首先是燃氣發電推出了容量電價,但近年來并沒有從根本上解決燃氣發電效益大幅下降甚至出現整體虧損問題,發展也處于“不溫不火”相對滯后的狀態。其中主要原因在于天然氣對外依存度高,“有氣用、用得起”與“氣電聯動”的問題至今沒有很好解決,導致氣電出力嚴重不足,燃氣成本占氣電總成本高達80%,無法與水電、風光電同臺競爭,經營形勢嚴峻。

      同樣,煤電企業在成本構成中,變動成本燃料費占絕對主導地位,而折舊等固定費用占比并不大,推出的容量電價政策2025前只能平均回收其33%。例如,2022年北方、南方兩個典型煤電廠入廠含稅標煤單價分別為1260元/噸、1474元/噸,燃料費分別占總成本的75.24%、83.54%;固定費用分別占總成本的24.76%、16.46%,其中折舊費分別占總成本的10.75%、7.53%??梢?,燃料費是可控性差、受市場影響最大的主體成本、占75%以上,折舊費只占總成本的10%左右。受煤電價格倒掛影響,兩廠分別虧損9.95億元、3.93億元,資產負債率分別為124%、117%。

      正如一位網友所言,“能拯救煤電的并不只是電價,是煤價,還有機組能耗、環保、靈活調節能力”。

      四是煤電企業整體“扭虧”不假,但仍未根本擺脫困境。2021年以來,隨著我國在不同區域接連出現拉閘限電現象以及新能源的局限性,煤電兜底保供作用凸顯,再加國家煤電政策的修正、優化,煤電在巨大挑戰中迎來新的轉機,煤電企業經營情況開始改善,2021-2023年分別走出了“巨虧”“減虧”“扭虧”三步曲。

      2023年,在長協煤提高、煤價降低、發電量增加、電價繼續上浮、財務費用下降等因素綜合作用下,煤電行業整體實現“扭虧為盈”。1-11月,五大發電集團煤電發電供熱終于迎來整體盈利297億元,同比增加833億元,實屬不易。

      但是,煤電企業并未從根本上擺脫困境。目前仍有45%左右的虧損面,而且虧損額巨大;發電邊際貢獻為負、經營凈現金流為負、經營凈現金不足支付利息的煤電企業更是比比皆是;累計虧損特別是2021-2022年的巨額虧損沒有及時消化,一些企業嚴重資不抵債;煤電板塊的盈利水平與其在電力行業的地位、作出的貢獻極不匹配。五大發電集團煤電占比超過50%,但在2023年1-11月發電產業利潤中,煤電只貢獻了21%;在全部產業利潤中,煤電只貢獻了13%,由能源保供中的“主角”變成效益考核中的“配角”“掣肘”。

      根治煤電虧損需協同發力

      面向2024年,煤電容量電價執行在即,但煤電能否迎來一個“小陽春”,仍存在市場交易電價下降、電煤長協政策退坡以及煤機非正常工況下發電設備故障頻發、供電煤耗不降反升等不利因素。

      因此,要解決煤電虧損問題、提高保供能力,關鍵是政府、企業、市場要協同發力,綜合施策,保障煤電可持續發展;核心是煤電比價是否合理,煤電聯動是否到位,燃料費與投資成本能否合理回收;標準是讓落后老小煤電“退得出”,清潔高效煤電“留得住”,新上先進煤電“有回報”,能源保供“無大礙”;標志是能否吸收社會資本尤其是民營資本甚至外資重新進入國企苦守的煤電領域,即使不能重現當年“集資辦電”盛況,也希望出現類似新能源“多元化競爭”的格局。

      一言以敝之,容量電價是一種好機制,對煤電企業是一種長期利好,有利于固定成本的回收,促進能源保供與清潔轉型。但要使煤電企業從根本上脫困,提高長期投資的積極性,推進新型電力系統建設,目前最重要的還是要管控煤價,2024年繼續推動地方政府落實基準價上浮20%政策,保持煤電合理的比價。當然,煤電企業更不能“躺平”,還需在煤電降本增效、清潔轉型以及“兩個聯營”上不懈奮斗。

      文/陳宗法 系中國電力企業聯合會首席專家


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