争议容量电价：煤电吃上“低保”，但别想过“小康”生活

　　让煤电行业为之一振的“容量电价”政策，实际的落地价值仍是一个迷雾重重、争论不休的问题。

　　认为特别利好煤电的说法有理有据：发改委文件明确的容量电价，补偿标准为每千瓦330元，折合度电补贴8.8分钱。以全国煤电总装机13亿千瓦计算，容量电价补贴总额4300亿元以上。煤电企业什么也不用做就能拿到这笔钱，这还不够利好吗?

　　然而，实际却远非如此简单明了，容量电价业已执行2个多月，煤电企业始终是不大“感冒”。其他当事各方也是啧有烦言：电力用户担心涨电价;新能源发电企业深受低电价甚至负电价之苦，觉得不应该给煤电容量电价，“碳中和就是绿电代煤的过程，要补贴也是要补贴绿电才对”。

　　业内在容量电价上的暗潮汹涌、争论不休，反映出在双碳进程中对煤电的“定位”认识还比较混乱，至少是不够清晰的。长期的定位不清，势必拖延甚至错过电力变革的最佳时间窗口，进一步影响到碳中和目标的实现。

　　从去产能到被妖魔化

　　中国电力企业联合会首席专家陈宗法认为：容量电价的出台，原动力是要解决煤电的“投资意愿不足”问题。

　　最近几年，经历了一轮煤电装机大幅下滑周期，特别是2021年和2022年，煤电新增装机下滑明显。此前，每年新增煤电装机在5000万千瓦上下，2021年降到不到3000万千瓦，2022年更是降到不到1500万。

　　谈及煤电投资意愿下降的原因，陈宗法直指煤电“被妖魔化”了。虽然我国煤电清洁发展取得积极成效，但很多人认为煤炭污染环境，能源清洁转型就像搬新家，必须扔掉煤电这些“旧沙发”。

　　从国家政策看，在更早的“十三五”期间，煤电也是经历了一轮力度强劲的去产能，煤电“不受待见”的民意基础深厚。

　　2013年至2016年，我国火电利用小时数逐年降低，2016年火电平均利用小时数更是降至4165小时，创了50年新低。这一状况在当时被普遍归因于煤电严重产能过剩，必须下重手整治。

　　不仅是煤电，钢铁、铝、铜、水泥、陶瓷、平板玻璃等耗能大户都严重过剩。2016年1月，国务院常务会议明确，在过去几年淘汰落后钢铁产能9000多万吨的基础上，未来五年时间内再压减粗钢产能1亿至1.5亿吨。

　　对煤炭、煤电行业，国常会定下“硬指标”，要用3到5年时间退出煤炭产能5亿吨左右。事实上，到2018年国内累计退出了煤炭落后产能8.1亿吨。由煤及电、由耗能产业及煤电，“十三五”煤电去产能，总计砍掉了1.7亿千瓦装机。

　　去产能结束后，煤电本来有望步入常态发展时期，2020年“双碳”目标提出，各行各业又开始制定各种激进的减碳目标。被认为是“排放大户”的煤电行业更是首当其冲，成为关停、压减的直接对象。

　　一时间，风狂雨骤，煤电行业几乎是抬不起头。这当中，对煤电行业最为尖锐的批评，来自气候和环保组织。在政策目标、坊间舆情的压制之下，煤电行业减量发展、淘汰关停，几乎成了唯一选择。这也就有了陈宗法所言的“2021年、2022年煤电新增装机断崖式下跌”。

　　屋漏偏逢连夜雨，深陷妖魔化泥潭的煤电，此后又因高煤价而陷入巨亏泥潭。2021年，五大发电集团煤电发电供热亏损1360亿元，超过2008-2011年煤电四年的亏损之和。2022年，五大发电集团煤电发电供热亏损784亿元，尽管已实现减亏，但是亏损依然严重。

　　从长远来看，落地“双碳”煤电必然要被新能源替代。在这个逻辑之下，煤炭与煤电企业的估值大幅下降，煤电资产被视为“包袱”。深陷泥潭中的煤电，社会投资意愿大幅降低，火电企业的发电积极性也降至冰点，销声匿迹多年的“电荒”在卷土重来。

　　但是，在能源保供中煤电的“顶梁柱”作用容不得一点闪失。主管部门领导也担心，未立先破会造成巨大的能源安全风险。虽然是需要大力发展新能源，但新能源有效容量和电量不足的短板很明显，不能缺了煤电这个“压舱石”和“顶梁柱”，煤电投资的积极性不能丢。

　　在此背景下，容量电价的适时出台就很有必要了。有了容量电价的保障，煤电企业收回投资成本将不再完全依靠发电，仅作系统调节和支撑电源时也能获取收益。业内人士形象的说法，是“不干活也能领工资”。

　　容量电价只是煤电“低保”

　　出台容量电价的政策预期，是希望让煤电集团保持建设、投资热情。

　　应当说，在煤电经历了几年巨亏之后，容量电价至少从机制上保证了煤电固定成本回收有了稳定的新渠道，这给煤电企业吃下了“定心丸”，对稳定煤电投资煤预期很有帮助，某种程度上也有助于解决电力保供问题。一句话，容量电价稳定并改善了煤电集团的投资预期。

　　但实际的落地，可能并不会有那么强烈的效果——这并不代表煤电集团们能稳稳吃到嘴里一块“大肥肉”。

　　华夏能源网(公众号hxny3060)注意到，在多省市出台的容量电价两部制相关文件中，都明确按照回收煤电机组一定比例的固定成本，来确定容量电价补贴额度。煤电机组的全国统一标准按“每年每千瓦330元”计算，但并不是一步到位，而是按照30%、50%、70%……阶梯状分步实施的方法来推进。

　　按照文件规定，2024～2025年有26个省区的成本回收比例为30%左右，即每年每千瓦100元，7个省区为50%即每年每千瓦165元，综合平均109元，折合度电2.85分，只占全部固定成本的33%。

　　文件规定，从2026年起，各地回收固定成本的比例将提升至不低于50%。而什么时候回收比例提升到100%，文件没有明确。这种分步实施的做法，被部分煤电人士称为“画饼”，煤电企业享受的只是“低保”。

　　此外，容量电价对燃煤机组的考核极为严格，并不是所有的燃煤机组都能够拿到这笔钱。

　　例如，文件明确，“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”将被排除在外;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，直至取消其资格。

　　华夏能源网注意到，近期，各省级政府正在出台容量电价实施细则，有相当一部分煤电机组不能满足能耗、超低排放、灵活性要求，部分电厂现有设备的可靠性、煤质难以支撑机组最大出力，供热机组无法实现最大出力。

　　除了上述分步实施、考核严苛两点之外，容量电价“不解渴”的最重要原因，还在于煤电的成本结构。

　　煤电成本构成中，燃料成本约占80%左右，而包括折旧等在内固定成本占比并不大，大约20%左右。陈宗法举例称，2022年北方、南方两个典型煤电厂入厂含税标煤单价分别为1260元/吨、1474元/吨，燃料费分别占总成本的75.24%、83.54%;固定费用分别占总成本的24.76%、16.46%。

　　容量电价想要弥补的，只是煤电的固定成本。即使是容量电价补贴一步到位100%兑现，也只能解决煤电机组成本的20%左右。在分步实施后，2024年、2025年容量电价则仅能覆盖燃煤机组7%左右的成本。

　　因为以上三点原因，在煤电集团看来，煤电容量电价只是各方博弈后的折中结果，各方都能勉强接受，但也都没能很满意。煤电企业也心里明白，这只是聊胜于无的方案，是给“吃上低保”，但别想就此过上“小康”生活。

　　重新校准煤电定位

　　“双碳”时代，伴随着海量新能源汇入电力系统，煤电的系统角色定位注定要发生根本改变。

　　在旧能源或者说是新能源占比还微乎其微的时代，煤电是“一家独大”的主体电源。向新能源为主体的新型电力系统过渡后，煤电要逐步向调节性电源、支撑性电源转型，要做好新能源的“助产士”和“保姆”。

　　由于风光新能源有间歇性，没办法独立工作，上马风光项目就要配套上马煤电。有业内人士做过简单测算，原来是1.2千瓦的煤电为1千瓦的用户供电，但新型电力系统下，需要“1.2千瓦的新能源+1千瓦的煤电”，才能对应1千瓦的用户。这1千瓦煤电，平时不开机，要随时待命为新能源提供调峰服务。

　　对煤电企业来说，支撑新能源发展是有代价和成本的。在为新能源“让路”的时候，也要让渡利用小时数。之前煤电利用小时数曾高达7000多小时，目前已经降到4000多小时，未来转型到位后还要大幅下降。

　　在这个转型过程中，容量电价对煤电企业意义重大。没有容量电价，煤电转型为调节性、支撑性备用电源就根本无从谈起。

　　对于“新能源助产士”这一煤电新定位，目前各方都有着清晰认识。但是，对于煤电“压舱石”的定位，各方的认识并不完全统一，激进去煤的声音很多。在行业人士看来，这根源于部分人对新能源代替旧能源的预期过分乐观了。

　　2023年9月20日，中国工程院院士刘吉臻在第十届中国电力规划发展论坛上，抛出了针对我国电力保供的“灵魂拷问”。

　　刘院士表示，水电迅猛发展的时期已经过去，核电因为存在争议提升空间有限，被寄予厚望的风、光可再生能源尚未形成稳定可靠的供应能力。随着风、光占比持续提升，加之极端天气频发，电力需求与日俱增，谁来负责电力保供?

　　据电力规划设计总院预计，到2030年，我国全社会用电量将增长到11.8万亿-12.5万亿kWh。这意味着，未来7年内，我国全社会用电增量将达到3.2万亿kWh以上。对此，刘院士认为，在当下能源转型与兑现“双碳”目标的大背景下，要满足这3万亿度电的增量需求将面临巨大挑战。

　　“根据相关规划，到2030年，我国风电、光伏装机总量将达到12亿千瓦以上。但即便届时风、光装机相比较于2022年翻番达15亿-16亿千瓦，两者可贡献的发电量也只能再增加约1万亿多千瓦时，还有约2万亿kWh的电量‘空缺’待补。”刘吉臻指出。

　　事实上，2023年中国新增风光新能源装机3亿千瓦，这一新增占到过去所有年份风光总装机的4成。截至2023年年底，中国风光新能源装机总量已经达到了创纪录的10.5亿千瓦。

　　但严峻的现实是，突飞猛进的风光装机并没有带来发电量的同比例增加。

　　现在还很难说风光新能源“有装机无电量”的问题，要延续多少年才能找到切实可行的化解方法。在此之前，煤电电力保供“压舱石”的定位，就是排在第一位的大事。所谓的先立后破，就是要煤电的基本盘不能失。

　　在经历了2021年全国性电荒、2022年局地缺电、2023年电力需求迅猛增长之后，事实已经很明白的告诉我们：相比能源转型，电力保供始终是排在第一位的，只能在安全稳定供应的前提下，才能去谋求有序转型。

　　正因为如此，煤电定位的重新校准有巨大的实际意义。如果单纯视煤电为需要尽快被替代的旧能源，那么运动式减碳去煤电就会重来;如果仅将煤电视为调节性的备用电源，那么不断强制压降煤电利用小时数的政策就将大行其道;如果要煤电首先履行保供压舱石角色，同时还要煤电逐步转型为新能源助产士，这样的定位就需要一套完全不一样的政策。

　　在陈宗法看来，分步实施的容量电价，是各方妥协的产物，它对煤电投资更多的是信号意义，有了这个信号，此前经历了大幅下滑的煤电投资意愿会有回升。

　　“但是，煤电既要在新能源出力不稳定的情况下对电力保供兜底，又要主动让渡利用小时数转型为备用电源，光是一个分步实施的容量电价恐怕并不足够。这需要给予煤电更多的实实在在的的支持。”陈宗法表示。

　　文 | 华夏能源网 图片来源@视觉中国