讓煤電行業(yè)為之一振的“容量電價”政策，實際的落地價值仍是一個迷霧重重、爭論不休的問題。

　　認為特別利好煤電的說法有理有據：發(fā)改委文件明確的容量電價，補償標準為每千瓦330元，折合度電補貼8.8分錢。以全國煤電總裝機13億千瓦計算，容量電價補貼總額4300億元以上。煤電企業(yè)什么也不用做就能拿到這筆錢，這還不夠利好嗎?

　　然而，實際卻遠非如此簡單明了，容量電價業(yè)已執(zhí)行2個多月，煤電企業(yè)始終是不大“感冒”。其他當事各方也是嘖有煩言：電力用戶擔心漲電價;新能源發(fā)電企業(yè)深受低電價甚至負電價之苦，覺得不應該給煤電容量電價，“碳中和就是綠電代煤的過程，要補貼也是要補貼綠電才對”。

　　業(yè)內在容量電價上的暗潮洶涌、爭論不休，反映出在雙碳進程中對煤電的“定位”認識還比較混亂，至少是不夠清晰的。長期的定位不清，勢必拖延甚至錯過電力變革的最佳時間窗口，進一步影響到碳中和目標的實現(xiàn)。

　　從去產能到被妖魔化

　　中國電力企業(yè)聯(lián)合會首席專家陳宗法認為：容量電價的出臺，原動力是要解決煤電的“投資意愿不足”問題。

　　最近幾年，經歷了一輪煤電裝機大幅下滑周期，特別是2021年和2022年，煤電新增裝機下滑明顯。此前，每年新增煤電裝機在5000萬千瓦上下，2021年降到不到3000萬千瓦，2022年更是降到不到1500萬。

　　談及煤電投資意愿下降的原因，陳宗法直指煤電“被妖魔化”了。雖然我國煤電清潔發(fā)展取得積極成效，但很多人認為煤炭污染環(huán)境，能源清潔轉型就像搬新家，必須扔掉煤電這些“舊沙發(fā)”。

　　從國家政策看，在更早的“十三五”期間，煤電也是經歷了一輪力度強勁的去產能，煤電“不受待見”的民意基礎深厚。

　　2013年至2016年，我國火電利用小時數逐年降低，2016年火電平均利用小時數更是降至4165小時，創(chuàng)了50年新低。這一狀況在當時被普遍歸因于煤電嚴重產能過剩，必須下重手整治。

　　不僅是煤電，鋼鐵、鋁、銅、水泥、陶瓷、平板玻璃等耗能大戶都嚴重過剩。2016年1月，國務院常務會議明確，在過去幾年淘汰落后鋼鐵產能9000多萬噸的基礎上，未來五年時間內再壓減粗鋼產能1億至1.5億噸。

　　對煤炭、煤電行業(yè)，國常會定下“硬指標”，要用3到5年時間退出煤炭產能5億噸左右。事實上，到2018年國內累計退出了煤炭落后產能8.1億噸。由煤及電、由耗能產業(yè)及煤電，“十三五”煤電去產能，總計砍掉了1.7億千瓦裝機。

　　去產能結束后，煤電本來有望步入常態(tài)發(fā)展時期，2020年“雙碳”目標提出，各行各業(yè)又開始制定各種激進的減碳目標。被認為是“排放大戶”的煤電行業(yè)更是首當其沖，成為關停、壓減的直接對象。

　　一時間，風狂雨驟，煤電行業(yè)幾乎是抬不起頭。這當中，對煤電行業(yè)最為尖銳的批評，來自氣候和環(huán)保組織。在政策目標、坊間輿情的壓制之下，煤電行業(yè)減量發(fā)展、淘汰關停，幾乎成了唯一選擇。這也就有了陳宗法所言的“2021年、2022年煤電新增裝機斷崖式下跌”。

　　屋漏偏逢連夜雨，深陷妖魔化泥潭的煤電，此后又因高煤價而陷入巨虧泥潭。2021年，五大發(fā)電集團煤電發(fā)電供熱虧損1360億元，超過2008-2011年煤電四年的虧損之和。2022年，五大發(fā)電集團煤電發(fā)電供熱虧損784億元，盡管已實現(xiàn)減虧，但是虧損依然嚴重。

　　從長遠來看，落地“雙碳”煤電必然要被新能源替代。在這個邏輯之下，煤炭與煤電企業(yè)的估值大幅下降，煤電資產被視為“包袱”。深陷泥潭中的煤電，社會投資意愿大幅降低，火電企業(yè)的發(fā)電積極性也降至冰點，銷聲匿跡多年的“電荒”在卷土重來。

　　但是，在能源保供中煤電的“頂梁柱”作用容不得一點閃失。主管部門領導也擔心，未立先破會造成巨大的能源安全風險。雖然是需要大力發(fā)展新能源，但新能源有效容量和電量不足的短板很明顯，不能缺了煤電這個“壓艙石”和“頂梁柱”，煤電投資的積極性不能丟。

　　在此背景下，容量電價的適時出臺就很有必要了。有了容量電價的保障，煤電企業(yè)收回投資成本將不再完全依靠發(fā)電，僅作系統(tǒng)調節(jié)和支撐電源時也能獲取收益。業(yè)內人士形象的說法，是“不干活也能領工資”。

　　容量電價只是煤電“低保”

　　出臺容量電價的政策預期，是希望讓煤電集團保持建設、投資熱情。

　　應當說，在煤電經歷了幾年巨虧之后，容量電價至少從機制上保證了煤電固定成本回收有了穩(wěn)定的新渠道，這給煤電企業(yè)吃下了“定心丸”，對穩(wěn)定煤電投資煤預期很有幫助，某種程度上也有助于解決電力保供問題。一句話，容量電價穩(wěn)定并改善了煤電集團的投資預期。

　　但實際的落地，可能并不會有那么強烈的效果——這并不代表煤電集團們能穩(wěn)穩(wěn)吃到嘴里一塊“大肥肉”。

　　華夏能源網(公眾號hxny3060)注意到，在多省市出臺的容量電價兩部制相關文件中，都明確按照回收煤電機組一定比例的固定成本，來確定容量電價補貼額度。煤電機組的全國統(tǒng)一標準按“每年每千瓦330元”計算，但并不是一步到位，而是按照30%、50%、70%……階梯狀分步實施的方法來推進。

　　按照文件規(guī)定，2024～2025年有26個省區(qū)的成本回收比例為30%左右，即每年每千瓦100元，7個省區(qū)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%。

　　文件規(guī)定，從2026年起，各地回收固定成本的比例將提升至不低于50%。而什么時候回收比例提升到100%，文件沒有明確。這種分步實施的做法，被部分煤電人士稱為“畫餅”，煤電企業(yè)享受的只是“低保”。

　　此外，容量電價對燃煤機組的考核極為嚴格，并不是所有的燃煤機組都能夠拿到這筆錢。

　　例如，文件明確，“不符合國家規(guī)劃的煤電機組，以及不滿足國家對于能耗、環(huán)保和靈活調節(jié)能力等要求的煤電機組”將被排除在外;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，直至取消其資格。

　　華夏能源網注意到，近期，各省級政府正在出臺容量電價實施細則，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(xiàn)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(xiàn)最大出力。

　　除了上述分步實施、考核嚴苛兩點之外，容量電價“不解渴”的最重要原因，還在于煤電的成本結構。

　　煤電成本構成中，燃料成本約占80%左右，而包括折舊等在內固定成本占比并不大，大約20%左右。陳宗法舉例稱，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%。

　　容量電價想要彌補的，只是煤電的固定成本。即使是容量電價補貼一步到位100%兌現(xiàn)，也只能解決煤電機組成本的20%左右。在分步實施后，2024年、2025年容量電價則僅能覆蓋燃煤機組7%左右的成本。

　　因為以上三點原因，在煤電集團看來，煤電容量電價只是各方博弈后的折中結果，各方都能勉強接受，但也都沒能很滿意。煤電企業(yè)也心里明白，這只是聊勝于無的方案，是給“吃上低保”，但別想就此過上“小康”生活。

　　重新校準煤電定位

　　“雙碳”時代，伴隨著海量新能源匯入電力系統(tǒng)，煤電的系統(tǒng)角色定位注定要發(fā)生根本改變。

　　在舊能源或者說是新能源占比還微乎其微的時代，煤電是“一家獨大”的主體電源。向新能源為主體的新型電力系統(tǒng)過渡后，煤電要逐步向調節(jié)性電源、支撐性電源轉型，要做好新能源的“助產士”和“保姆”。

　　由于風光新能源有間歇性，沒辦法獨立工作，上馬風光項目就要配套上馬煤電。有業(yè)內人士做過簡單測算，原來是1.2千瓦的煤電為1千瓦的用戶供電，但新型電力系統(tǒng)下，需要“1.2千瓦的新能源+1千瓦的煤電”，才能對應1千瓦的用戶。這1千瓦煤電，平時不開機，要隨時待命為新能源提供調峰服務。

　　對煤電企業(yè)來說，支撐新能源發(fā)展是有代價和成本的。在為新能源“讓路”的時候，也要讓渡利用小時數。之前煤電利用小時數曾高達7000多小時，目前已經降到4000多小時，未來轉型到位后還要大幅下降。

　　在這個轉型過程中，容量電價對煤電企業(yè)意義重大。沒有容量電價，煤電轉型為調節(jié)性、支撐性備用電源就根本無從談起。

　　對于“新能源助產士”這一煤電新定位，目前各方都有著清晰認識。但是，對于煤電“壓艙石”的定位，各方的認識并不完全統(tǒng)一，激進去煤的聲音很多。在行業(yè)人士看來，這根源于部分人對新能源代替舊能源的預期過分樂觀了。

　　2023年9月20日，中國工程院院士劉吉臻在第十屆中國電力規(guī)劃發(fā)展論壇上，拋出了針對我國電力保供的“靈魂拷問”。

　　劉院士表示，水電迅猛發(fā)展的時期已經過去，核電因為存在爭議提升空間有限，被寄予厚望的風、光可再生能源尚未形成穩(wěn)定可靠的供應能力。隨著風、光占比持續(xù)提升，加之極端天氣頻發(fā)，電力需求與日俱增，誰來負責電力保供?

　　據電力規(guī)劃設計總院預計，到2030年，我國全社會用電量將增長到11.8萬億-12.5萬億kWh。這意味著，未來7年內，我國全社會用電增量將達到3.2萬億kWh以上。對此，劉院士認為，在當下能源轉型與兌現(xiàn)“雙碳”目標的大背景下，要滿足這3萬億度電的增量需求將面臨巨大挑戰(zhàn)。

　　“根據相關規(guī)劃，到2030年，我國風電、光伏裝機總量將達到12億千瓦以上。但即便屆時風、光裝機相比較于2022年翻番達15億-16億千瓦，兩者可貢獻的發(fā)電量也只能再增加約1萬億多千瓦時，還有約2萬億kWh的電量‘空缺’待補。”劉吉臻指出。

　　事實上，2023年中國新增風光新能源裝機3億千瓦，這一新增占到過去所有年份風光總裝機的4成。截至2023年年底，中國風光新能源裝機總量已經達到了創(chuàng)紀錄的10.5億千瓦。

　　但嚴峻的現(xiàn)實是，突飛猛進的風光裝機并沒有帶來發(fā)電量的同比例增加。

　　現(xiàn)在還很難說風光新能源“有裝機無電量”的問題，要延續(xù)多少年才能找到切實可行的化解方法。在此之前，煤電電力保供“壓艙石”的定位，就是排在第一位的大事。所謂的先立后破，就是要煤電的基本盤不能失。

　　在經歷了2021年全國性電荒、2022年局地缺電、2023年電力需求迅猛增長之后，事實已經很明白的告訴我們：相比能源轉型，電力保供始終是排在第一位的，只能在安全穩(wěn)定供應的前提下，才能去謀求有序轉型。

　　正因為如此，煤電定位的重新校準有巨大的實際意義。如果單純視煤電為需要盡快被替代的舊能源，那么運動式減碳去煤電就會重來;如果僅將煤電視為調節(jié)性的備用電源，那么不斷強制壓降煤電利用小時數的政策就將大行其道;如果要煤電首先履行保供壓艙石角色，同時還要煤電逐步轉型為新能源助產士，這樣的定位就需要一套完全不一樣的政策。

　　在陳宗法看來，分步實施的容量電價，是各方妥協(xié)的產物，它對煤電投資更多的是信號意義，有了這個信號，此前經歷了大幅下滑的煤電投資意愿會有回升。

　　“但是，煤電既要在新能源出力不穩(wěn)定的情況下對電力保供兜底，又要主動讓渡利用小時數轉型為備用電源，光是一個分步實施的容量電價恐怕并不足夠。這需要給予煤電更多的實實在在的的支持。”陳宗法表示。

　　文 | 華夏能源網 圖片來源@視覺中國