煤电“新政”催生千亿补偿预期，行业如何摆脱“根本困境”？

历经数年反反复复的讨论和博弈之后，一项关系能源安全的电改政策，终于变成了一纸红头文件，给多年来身处“寒冬”中的煤电增添了一丝暖意。

这个文件是指2024年1月1日正式执行的《关于建立煤电容量电价机制的通知》(下称《通知》)。

这项政策，涉及能源主管部门、地方政府、发电企业、电网企业等多方。“这是多方共同努力达成的一致共识。”曾多次参与该政策讨论过程的一名行业人士对记者说，“这在电改史上并不多见。”

《通知》将过去单一的煤电电价机制一拆为二，形成了“电量电价+容量电价”的两部制电价机制。容量电价明确了煤电固定成本回收机制，给煤电带来了上千亿元的收益补偿。

官方预判，这既“稳定煤电行业预期、为企业吃下‘定心丸’，又有利于凝聚各方共识”。

1月11日发布的《中共中央、国务院关于全面推进美丽中国建设的意见》明确：加快规划建设新型能源体系，确保能源安全。而此次《通知》的主要目的，是减轻煤电企业的生存压力和促进能源绿色低碳转型，保障能源安全供给。

过去几年，煤电行业可谓历经沧桑，几经沉浮，面临着“双碳”约束、机组利用小时数下降、煤价上涨、保供压力增大、可再生能源发电竞争等多重压力。尽管煤电企业使出浑身解数，仍难以摆脱高煤价带来的成本疏导困境。

包括参与此次政策讨论和起草的多名受访者均向记者表示，在政策利好的推动下，煤电行业有望在短期内逐步走出“寒冬”。但政策未来能否得到准确、有效地实施，有待实践验证。

千呼万唤始出来

此次《通知》，是由国家发改委、国家能源局在2023年11月8日联合印发的。

董曦曾担任云南省政府法律顾问、云南电网公司法律事务部主任，他向记者介绍，早在2018年左右，有关出台煤电容量电价政策的呼声已在行业出现。主要原因是行业普遍出现亏损。

导致煤电普遍亏损的其中一个原因，与其他电源的迅速崛起有关。以水电为例，董曦说，多年前，五大发电集团到处“跑马圈地”，抢夺水电资源，全国水电实现超前开发，装机容量迅速增长，电力供需得到缓解，甚至出现过剩，以致多地出现“弃水”现象，不断挤压火电的发展空间。

与此同时，2015年中国启动新一轮电力体制改革，推动电量交易市场化。在市场化交易中，投资成本较低、利润较高的水电的上网电价持续走低，进一步挑战了煤电的竞争力。

除了受水电等电源的挤压外，燃煤成本的上涨，进一步加剧煤电亏损。燃料成本占煤电发电成本70%左右。“十三五”(2015年-2020年)期间，随着退出、减量重组10亿吨煤炭过剩产能任务完成，煤炭供需紧张、煤价大幅反弹，但煤电企业出现亏损面大、负债率高、资金链紧张，一些企业面临被ST、退市、兼并、关停、破产等风险，致使煤、电经营业绩“冰火两重天”。

2019年，国家发改委印发了《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》，提出“现行燃煤发电标杆上网电价机制已难以适应形势发展……将现行燃煤发电标杆上网电价机制改为‘基准价＋上下浮动’的市场化价格机制”，并首次确立了与煤电新定位相一致的“容量补偿机制”，明确部分省份“可建立容量补偿机制，容量电价和电量电价通过市场化方式形成”。

此后，山东、广东、云南等省份率先建立煤电调节容量市场。但受利益博弈等多重原因影响，全国性的煤电容量电价政策未能出台。

过去电网是煤电的唯一买主，上网电价由于国家统一核定，当时煤电企业都觉得价格定低了。但随着电力市场化不断推进，煤电在市场交易中报出了腰斩的价格。以云南为例，董曦说，此前煤电标杆上网电价在0.367元/千瓦左右，但即便如此，部分煤电企业还在喊亏。而到了2016年8月，昆明电力交易中心挂牌成立，为推进电力市场化建设搭建了公开透明的平台。“首次参与市场交易，煤电企业就报出了低至0.186元/千瓦的价格，否则电量‘卖不掉’”。

这让煤电企业叫苦不迭。

到了2021-2022年，随着煤价不断上涨，煤电经营亏损面进一步扩大。结果是，不少煤电企业失去了发电动力，许多煤电机组越来越多时间“备而不用”，导致能源保供紧张和拉闸限电先后在全国多地上演。

在煤电领域，当年全国“集资办电”的盛况早已不复存在，“印钞机”的传说已成往事。有业内人士戏言：“煤电已进入中老年，开始吃‘低保’了。”

与此同时，具有清洁属性的风电和光伏等可再生能源近年来一路高歌。

曾在国家电力监管委员会工作过的电力专家吴疆向记者解释，中国电力需求还在继续增加，同时风、光电量占比不断提高，但在储能技术没有突破的历史阶段，都不足以支撑风电光伏的间歇性、波动性，为保障能源安全供应，还必须依靠较大规模的煤电机组作为最后的兜底。

经过2021-2022年的全国性“电荒”，煤电的“压舱石”作用再次得到重视。建立煤电容量电价机制此时变得紧迫起来。

《通知》出台后，国家发改委有关负责人在答记者问时说，“煤电是我国最重要、成本较低的支撑调节电源……有的地方煤电则仍是主力电源，在提供电力和电量方面都是‘顶梁柱’。”

但也有观点认为，这么多年了，煤电不都挺过来了吗，为何还要出台一个容量电价政策来保护它呢？同时，市场竞争就是优胜劣汰，没有必要出台煤电容量电价这样的保护政策。

在争议中，煤电容量电价政策蹒跚前行。

多方博弈的结果

谈及此次政策制定过程时，上述曾多次参与政策讨论的行业人士对记者说，“至少讨论了10轮”，最后才达成共识。

参与此次政策讨论和制定的，除了能源主管部门、地方政府、煤电企业外，还有电网企业等。

记者通过多方权威渠道采访了解到，在政策讨论和起草阶段，各方有各方的诉求。其中，地方政府的诉求是，电价改革后，“电价不能涨”，而且“电价越低越好”。

对于地方政府来说，低电价有利于带动产业投资，促进经济发展。董曦举例说，当时昆明电力交易中心启动交易后，较低的交易电价推动了交易量大幅度上涨，当地企业的开工率也从30%多涨到60%多。“这也是地方政府乐意看到的。”

煤电企业则希望电价能够适度上调。因此，有煤电企业提出了这样的设想：在现行的电价基础上，加一个容量电价，增加的部分可以通过终端用户传导出去。但这立马遭到了地方政府的反对。

而在电网企业看来，煤电电价的适度上调，有利于带动煤电多发和新增装机，以缓解不断增长的“风光”等新能源给电网带来冲击，让电网更好地稳定运行。

谈及煤电容量电价政策为何姗姗来迟时，董曦认为，电价的变动，往往是牵一发而动全身。同时，煤电厂的真实成本究竟是多少，还“需要去摸一摸”。

记者还了解到，在讨论过程中，相关方面还曾考虑过用水电的收益去补偿煤电的收益。“但水电方面并不乐意。”有受访者说，“其他像‘风光’等可再生新能源更不乐意。”

在讨论和博弈中，最后出台的政策被认为是一个相对“折中”的方案。对此，有受访者向记者解释说：“地方政府从缺电的角度选择了接受，煤电企业从建立机制的角度选择了接受。”

在政策谈论中，观点冲突较多的，是地方政府和煤电企业。双方讨论较多的一点是，用容量电价的钱，最后从哪出，谁来出。

结果是，《通知》将煤电电价进行了结构性分拆，变成电量电价和容量电价，从当时的单一制电价变成两部制电价。

所谓单一制电价，即煤电只有发电才能回收成本。电力市场成熟国家通常实行两部制电价，即容量电价主要回收机组固定成本、电量电价主要回收变动成本。煤电经营成本包括折旧费、人工费、修理费、财务费等固定成本和燃煤等变动成本。

《通知》根据全国平均值统一明确为每年每千瓦时330元。综合考虑各地电力系统需要、煤电功能转型情况等因素，2024-2025年，多数地方通过容量电价回收固定成本的比例为30%左右即每年每千瓦100元，部分煤电功能转型较快的地方适当高一些；2026年起，各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%，即每年每千瓦165元。

“这样分步骤来走，好处是可以让各方慢慢适应，以时间换空间。”曾参与煤电容量电价政策讨论的厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强对记者说，“目前很难做到一步到位，背后的原因太多、太复杂了。”

也因此，《通知》并没有明确提出容量电价回收固定成本的比例，也没有明确到何时提至100%。

容量电费最后从哪儿出？根据《通知》，煤电机组可获得的容量电费，根据当地煤电容量电价和机组申报的最大出力确定，各地煤电容量电费纳入系统运行费用，每月由工商业用户按当月用电量比例分摊，由电网企业按月发布、滚动清算。

目前容量电费不涉及居民和农业用户。

官方预判，此次电改“对于终端用户用电成本的影响，无论是从短期还是从长期看，都是积极正面的”。

中国电力企业联合会(下称“中电联”)首席专家陈宗法在1月9日发表题为《煤电容量电价不是万能的》的文章中测算，全国煤电容量电价2024-025年补偿总额约1100亿元。

而每年获得的容量电价收益，将在一定程度上缓解煤电企业的经营压力。

如何“充分到位”

但煤电企业想要“旱涝保收”并非易事。

陈宗法在上述文章中分析称，此次“容量电价补偿标准偏低”，同时“分年到位，且门槛高、考核严格，获取不易”。

根据《通知》，“燃煤自备电厂、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”不能享受上述政策补偿。同时，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。

“煤电容量电价机制对煤电机组在能耗、排放和灵活性等方面的要求越来越高，企业要想拿到政策补偿，必须继续投资改造。”吴疆说。

但较高的设备改造成本，让有的煤电企业不得不慎重考虑。“公司长期亏损，加上机组设备相对陈旧，经测算，现有的容量电价补偿难以覆盖改造成本。”云南某煤电企业一位相关负责人对记者说，“看着此次政策出台，我们心里很是五味杂陈。”

上述发电集团内部人士向记者表示，目前，许多煤电企业对继续上马新项目的积极性并不高。他解释说，其中的一个原因是，企业对政策的未来走向现在还看不清。同时，虽然影响煤电企业盈利能力的因素很多，主因却是煤价，容量电价并不足以完全补足煤电机组的固定成本。

“煤电企业并未从根本上摆脱困境……一些企业严重资不抵债。”陈宗法在上文介绍，五大发电集团煤电占比超过50%，但在2023年1-11月发电产业利润中，煤电只贡献了21%；在全部产业利润中，煤电只贡献了13%，由能源保供中的“主角”变成效益考核中的“配角”“掣肘”。

相对于煤电企业而言，目前中煤集团等煤炭企业对与煤电投资颇感兴趣。从产业链的角度来看，煤炭企业可以通过煤价去补贴电价，对冲“煤电顶牛”。

“这有点不太正常。”上述发电企业内部人士感慨道，“煤电项目本来应该是这些大型发电集团去投的。”

有业内人士认为，此次煤电容量电价政策属于一个对市场秩序的权宜之计的“过渡方案”。

但林伯强对此持有不同看法。“这不是过渡方案。”他对记者说，如果在实践中执行得好，在未来相当长的一段时间里还会使用，直到煤电退出历史舞台。

“现在业内普遍担心的主要是，政策今后是否充分到位，能否得到有效执行。”他说，“这就需要多方的共同努力。”

官方预判，从短期来看，此次政策“对终端用户用电成本的影响总体较小”，“煤电总体价格水平是基本稳定的……工商业用户终端用电成本总体有望稳中略降”。

多名受访者解释，从长期来看，政策执行后，未来随着容量电价回收固定成本的比例不断提升，工商业等终端用户在电价方面会不会受到较大影响，尚未可知。可以肯定的是，在大的方向已经明确的基础上，未来还需要有一套完整的、细化的配套政策为此次《通知》“护航”。

“接下来，相关方面需要制定一个能够让(煤)电价在终端上‘走出去’的配套政策。”林伯强说。