作者： 马晨晨

　　[ 国家能源局发布的《2023年1~10月全国电力工业统计数据一览表》显示，2023年1~10月发电新增设备容量，火电新增4372万千瓦，相比于去年同期增加了1638万千瓦。 ]

　　对于前两年普遍陷入严重亏损的煤电企业而言，今年的情势可谓“柳暗花明”，重磅改革下的稳定收益模式让煤电被叫多年的“压舱石”地位有了实质性的保障。

　　根据国家发改委、国家能源局11月印发的《关于建立煤电容量电价机制的通知》（下称《通知》），2024年1月1日起执行煤电容量电价机制。这意味着，现行的煤电单一电量电价机制，将正式调整为“两部制”。

　　通俗来说，在此前实施的煤电单一电量电价机制下，煤电机组只有发电才有收益。近年，煤电利用小时数持续下降，叠加燃煤成本的倍数增长，使得几乎完全依赖“绩效”生存的煤电企业叫苦不迭。然而，《通知》为不同容量的煤电机组增加了与其固定投资成本对应的“底薪”，让煤电企业的收入结构更稳定、更多元。

　　煤电行业人士感受到的“暖意”，也引发了外界对于国内会否再度掀起煤电投资热潮的讨论。一位国际能源与环保组织的区域负责人士对第一财经表示，资产搁浅的高风险一直是悬在煤电投资者头上的“达摩克利斯之剑”，而煤电机制改革以后，企业有了持续稳定的收益来源，或许会助推国内本就高涨的煤电投资热情，对“退煤”进程产生负面影响。

　　对此，厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强对第一财经强调，煤电容量电价的设定，经过全面合理的测算，能起到的效果仅仅是“保本”，绝非超额收益。站在不同的立场上，各方对发展煤电所持的态度不尽相同。政府和央国企具有电力保供的责任，因此在新增可再生能源不能满足电力增长的逻辑下，扩大煤电是客观需求。民营企业更看重投资回报率，而煤电并不属于优质的投资标的。

　　“国内现有的煤电建设和对应的投资回报机制，是在电力短缺和新增煤电二者之间作出的选择，而不是在新增可再生能源和新增煤电二者之间的选择。毕竟，可再生能源的比例尚且太小，而且面临稳定性的考验。”林伯强称。

　　煤电核准再提速

　　去年因“巨亏”频频登上话题榜的煤电市场，到了今年年末，却几乎被各大研报冠以“复苏”的形容词。现实的确如此，无论从规模还是收益来看，如今的煤电已经走过了那个寒冬。

　　根据国际环保机构绿色和平发布的《中国电力部门低碳转型2023年上半年进展分析》，2023年上半年，全国总核准煤电装机5040万千瓦，已达2022年全年核准装机量的55.56%，远超2021年全年获批总量。

　　事实上，2021年下半年国内部分地区出现拉闸限电之后，煤电的核准及建设开始明显提速。据上述机构统计，2022年中国新增核准煤电项目82个，总核准装机达9071.6万千瓦，是2021年获批总量的近5倍。考虑到煤电两到三年的建设周期，从2023年开始，国内新建成火电增长出现了明显上升。

　　数据也证实了这点。国家能源局发布的《2023年1~10月全国电力工业统计数据一览表》显示，2023年1~10月发电新增设备容量，火电新增4372万千瓦，相比于去年同期增加了1638万千瓦。

　　国内能源行业人士普遍认为，煤电的扩张，背后是社会用电增长形势的客观需求。今年前三季度，全国可再生能源发电量达2.07万亿千瓦时，约占全部发电量的31.3%。其中，风电光伏发电量为1.07万亿千瓦时。“假设全年的社会用电量增长5%，那么即使风电和光伏保持了年均20%的高比例增长，但是乘以15%的低占比基数，也不足以支撑全社会用电量的增长，剩下的缺口只能由煤电等来补。”林伯强称。

　　中国能源研究会能源与环境专业委员会秘书长王卫权对第一财经表示，目前新增的国内煤电装机中，有的是为了满足新增用电缺口，有的是为了接替陆续淘汰的旧煤电机组，还有的是为了配合新能源大基地“风光火打捆”的灵活性需求。“目前国内各区域间的电网相对独立，联动和调度全国范围内的电力资源难度不小，因此很多地区为了给当地的新能源提供配套的调节电源，选择就地新建火电。”

　　“需要注意的是，目前煤电从基荷电源正在向调峰电源转型。”王卫权称。

　　让电企稳定活下去

　　对于煤电企业而言，过去影响业绩的主要是小时数、煤价、电量电价三要素。利用小时数降低、煤价走高，而电量电价上浮带来的收益却不足以覆盖前两者的损失。于是，2021年和2022年，A股上市公司的煤电业务陷入大面积亏损的颓势。直到2023年多家上市公司发布的财报，才披露了“扭亏为盈”的好转迹象。

　　究其“回暖”原因，根据公开财报及业界人士观点，主要在于燃煤价格走低降低发电成本、全社会用电量增长拉动消费需求，以及国家强化煤电保供稳价政策等带来的利好。

　　另一方面，新的利好已经酝酿出台。上述《通知》明确，煤电的电量电价“通过市场化方式形成”，容量电价水平则按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定，并根据煤电转型进度等实际情况逐步调整。

　　具体来说，用于计算容量电价的煤电机组固定成本实行全国统一标准，为每年每千瓦330元；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，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%。

　　全球第三大评级机构惠誉评级发布研报称，中国近期发布的新规对燃煤发电企业的信用影响为正面，此举有助于提升其现金流可见性。惠誉预计，在2025年前的过渡期内，容量电价占燃煤发电企业总利润的比例为15%~30%，且当通过容量电价回收的固定成本比例达到100%时，上述占比将达到50%以上，从而显著提升燃煤发电企业的收益稳定性。

　　寻求更均衡的能源策略

　　近两年发生在中国市场的煤电行业巨变，如果放之于世界维度，并不算稀奇。无论是煤电规模的扩大，还是“两部制”电价的推广都有迹可循。

　　“我们确实看到全球各地的政策制定者正在权衡不同的优先事项，包括能源转型、经济复苏、地缘政治冲突等，这可能会导致一些矛盾。但它也恰恰表明，各国现在比以往任何时候都更需要进一步加快能源转型，以平衡和满足对公平、可持续和安全的能源体系的需求。这不是一件容易的事——我们需要确保我们当前的决定对现在和未来都是正确的。”世界经济论坛能源与材料中心工业生态转型部门总负责人宋哲瑞在接受第一财经采访时称。

　　而在电力市场成熟国家，“两部制”电价是“常规操作”，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。部分业内人士认为，相比之下，国内原有的电量电价方式，要求企业只有多发电才能收回成本，并不能充分体现煤电在电力系统中的支撑、调节价值，也不利于新能源大发展下煤电的角色定位转型。在此维度，煤电机制改革正

　　但同时不能忽略的另一种声音是，煤电的容量电价为企业送了一颗“定心丸”，一些行业人士顾虑该政策为煤电提供更好的生长条件，从而可能挤占可再生能源的生存空间，这也是容量电价改革迟迟未出台的一个重要原因。

　　上述国际能源行业人士认为，在大部分地区“全年富电量，短时缺电力”的电力供需形势下，出现电力缺口时并不意味着一定要新建电源机组来满足。在保障电力供应安全的前提下，利用电力资源充裕度技术经济比较的方法，可以从规划层面优化电力供应结构、设计尖峰负荷资源保障体系，以更为经济的方式满足同样的电力服务，使得整个规划的社会总投入最小，避免电力系统整体效益进一步下滑。

　　热议之下，煤电机制改革的“靴子”已然落地。如何寻求更均衡、更高效的能源发展策略，依旧会成为催生业界持续思考的话题。

责任编辑：李桐