歷經數年反反覆覆的討論和博弈之後，一項關係能源安全的電改政策，終於變成了一紙紅頭文件，給多年來身處“寒冬”中的煤電增添了一絲暖意。

這個文件是指2024年1月1日正式執行的《關於建立煤電容量電價機制的通知》（下稱《通知》）。

這項政策，涉及能源主管部門、地方政府、發電企業、電網企業等多方。“這是多方共同努力達成的一致共識。”曾多次參與該政策討論過程的一名行業人士對第一財經記者說，“這在電改史上並不多見。”

《通知》將過去單一的煤電電價機制一拆爲二，形成了“電量電價+容量電價”的兩部制電價機制。容量電價明確了煤電固定成本回收機制，給煤電帶來了上千億元的收益補償。

官方預判，這既“穩定煤電行業預期、爲企業喫下‘定心丸’，又有利於凝聚各方共識”。

1月11日發佈的《中共中央、國務院關於全面推進美麗中國建設的意見》明確：加快規劃建設新型能源體系，確保能源安全。而此次《通知》的主要目的，是減輕煤電企業的生存壓力和促進能源綠色低碳轉型，保障能源安全供給。

過去幾年，煤電行業可謂歷經滄桑，幾經沉浮，面臨着“雙碳”約束、機組利用小時數下降、煤價上漲、保供壓力增大、可再生能源發電競爭等多重壓力。儘管煤電企業使出渾身解數，仍難以擺脫高煤價帶來的成本疏導困境。

包括參與此次政策討論和起草的多名受訪者均向記者表示，在政策利好的推動下，煤電行業有望在短期內逐步走出“寒冬”。但政策未來能否得到準確、有效地實施，有待實踐驗證。

千呼萬喚始出來

此次《通知》，是由國家發改委、國家能源局在2023年11月8日聯合印發的。

董曦曾擔任雲南省政府法律顧問、雲南電網公司法律事務部主任，他向第一財經記者介紹，早在2018年左右，有關出臺煤電容量電價政策的呼聲已在行業出現。主要原因是行業普遍出現虧損。

導致煤電普遍虧損的其中一個原因，與其他電源的迅速崛起有關。以水電爲例，董曦說，多年前，五大發電集團到處“跑馬圈地”，搶奪水電資源，全國水電實現超前開發，裝機容量迅速增長，電力供需得到緩解，甚至出現過剩，以致多地出現“棄水”現象，不斷擠壓火電的發展空間。

與此同時，2015年中國啓動新一輪電力體制改革，推動電量交易市場化。在市場化交易中，投資成本較低、利潤較高的水電的上網電價持續走低，進一步挑戰了煤電的競爭力。

除了受水電等電源的擠壓外，燃煤成本的上漲，進一步加劇煤電虧損。燃料成本佔煤電發電成本70%左右。“十三五”（2015年-2020年）期間，隨着退出、減量重組10億噸煤炭過剩產能任務完成，煤炭供需緊張、煤價大幅反彈，但煤電企業出現虧損面大、負債率高、資金鍊緊張，一些企業面臨被ST、退市、兼併、關停、破產等風險，致使煤、電經營業績“冰火兩重天”。

2019年，國家發改委印發了《關於深化燃煤發電上網電價形成機制改革的指導意見》，提出“現行燃煤發電標杆上網電價機制已難以適應形勢發展……將現行燃煤發電標杆上網電價機制改爲‘基準價+上下浮動’的市場化價格機制”，並首次確立了與煤電新定位相一致的“容量補償機制”，明確部分省份“可建立容量補償機制，容量電價和電量電價通過市場化方式形成”。

此後，山東、廣東、雲南等省份率先建立煤電調節容量市場。但受利益博弈等多重原因影響，全國性的煤電容量電價政策未能出臺。

過去電網是煤電的唯一買主，上網電價由於國家統一覈定，當時煤電企業都覺得價格定低了。但隨着電力市場化不斷推進，煤電在市場交易中報出了腰斬的價格。以雲南爲例，董曦說，此前煤電標杆上網電價在0.367元/千瓦左右，但即便如此，部分煤電企業還在喊虧。而到了2016年8月，昆明電力交易中心掛牌成立，爲推進電力市場化建設搭建了公開透明的平臺。“首次參與市場交易，煤電企業就報出了低至0.186元/千瓦的價格，否則電量‘賣不掉’”。

這讓煤電企業叫苦不迭。

到了2021-2022年，隨着煤價不斷上漲，煤電經營虧損面進一步擴大。結果是，不少煤電企業失去了發電動力，許多煤電機組越來越多時間“備而不用”，導致能源保供緊張和拉閘限電先後在全國多地上演。

在煤電領域，當年全國“集資辦電”的盛況早已不復存在，“印鈔機”的傳說已成往事。有業內人士戲言：“煤電已進入中老年，開始喫‘低保’了。”

與此同時，具有清潔屬性的風電和光伏等可再生能源近年來一路高歌。

曾在國家電力監管委員會工作過的電力專家吳疆向記者解釋，中國電力需求還在繼續增加，同時風、光電量佔比不斷提高，但在儲能技術沒有突破的歷史階段，都不足以支撐風電光伏的間歇性、波動性，爲保障能源安全供應，還必須依靠較大規模的煤電機組作爲最後的兜底。

經過2021-2022年的全國性“電荒”，煤電的“壓艙石”作用再次得到重視。建立煤電容量電價機制此時變得緊迫起來。

《通知》出臺後，國家發改委有關負責人在答記者問時說，“煤電是我國最重要、成本較低的支撐調節電源……有的地方煤電則仍是主力電源，在提供電力和電量方面都是‘頂樑柱’。”

但也有觀點認爲，這麼多年了，煤電不都挺過來了嗎，爲何還要出臺一個容量電價政策來保護它呢？同時，市場競爭就是優勝劣汰，沒有必要出臺煤電容量電價這樣的保護政策。

在爭議中，煤電容量電價政策蹣跚前行。

多方博弈的結果

談及此次政策制定過程時，上述曾多次參與政策討論的行業人士對記者說，“至少討論了10輪”，最後才達成共識。

參與此次政策討論和制定的，除了能源主管部門、地方政府、煤電企業外，還有電網企業等。

記者通過多方權威渠道採訪瞭解到，在政策討論和起草階段，各方有各方的訴求。其中，地方政府的訴求是，電價改革後，“電價不能漲”，而且“電價越低越好”。

對於地方政府來說，低電價有利於帶動產業投資，促進經濟發展。董曦舉例說，當時昆明電力交易中心啓動交易後，較低的交易電價推動了交易量大幅度上漲，當地企業的開工率也從30%多漲到60%多。“這也是地方政府樂意看到的。”

煤電企業則希望電價能夠適度上調。因此，有煤電企業提出了這樣的設想：在現行的電價基礎上，加一個容量電價，增加的部分可以通過終端用戶傳導出去。但這立馬遭到了地方政府的反對。

而在電網企業看來，煤電電價的適度上調，有利於帶動煤電多發和新增裝機，以緩解不斷增長的“風光”等新能源給電網帶來衝擊，讓電網更好地穩定運行。

談及煤電容量電價政策爲何姍姍來遲時，董曦認爲，電價的變動，往往是牽一髮而動全身。同時，煤電廠的真實成本究竟是多少，還“需要去摸一摸”。

記者還了解到，在討論過程中，相關方面還曾考慮過用水電的收益去補償煤電的收益。“但水電方面並不樂意。”有受訪者說，“其他像‘風光’等可再生新能源更不樂意。”

在討論和博弈中，最後出臺的政策被認爲是一個相對“折中”的方案。對此，有受訪者向記者解釋說：“地方政府從缺電的角度選擇了接受，煤電企業從建立機制的角度選擇了接受。”

在政策談論中，觀點衝突較多的，是地方政府和煤電企業。雙方討論較多的一點是，用容量電價的錢，最後從哪出，誰來出。

結果是，《通知》將煤電電價進行了結構性分拆，變成電量電價和容量電價，從當時的單一制電價變成兩部制電價。

所謂單一制電價，即煤電只有發電才能回收成本。電力市場成熟國家通常實行兩部制電價，即容量電價主要回收機組固定成本、電量電價主要回收變動成本。煤電經營成本包括折舊費、人工費、修理費、財務費等固定成本和燃煤等變動成本。

《通知》根據全國平均值統一明確爲每年每千瓦時330元。綜合考慮各地電力系統需要、煤電功能轉型情況等因素，2024-2025年，多數地方通過容量電價回收固定成本的比例爲30%左右即每年每千瓦100元，部分煤電功能轉型較快的地方適當高一些；2026年起，各地通過容量電價回收固定成本的比例提升至不低於50%，即每年每千瓦165元。

“這樣分步驟來走，好處是可以讓各方慢慢適應，以時間換空間。”曾參與煤電容量電價政策討論的廈門大學中國能源政策研究院院長林伯強對記者說，“目前很難做到一步到位，背後的原因太多、太複雜了。”

也因此，《通知》並沒有明確提出容量電價回收固定成本的比例，也沒有明確到何時提至100%。

容量電費最後從哪兒出？根據《通知》，煤電機組可獲得的容量電費，根據當地煤電容量電價和機組申報的最大出力確定，各地煤電容量電費納入系統運行費用，每月由工商業用戶按當月用電量比例分攤，由電網企業按月發佈、滾動清算。

目前容量電費不涉及居民和農業用戶。

官方預判，此次電改“對於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”。

中國電力企業聯合會（下稱“中電聯”）首席專家陳宗法在1月9日發表題爲《煤電容量電價不是萬能的》的文章中測算，全國煤電容量電價2024-025年補償總額約1100億元。

而每年獲得的容量電價收益，將在一定程度上緩解煤電企業的經營壓力。

如何“充分到位”

但煤電企業想要“旱澇保收”並非易事。

陳宗法在上述文章中分析稱，此次“容量電價補償標準偏低”，同時“分年到位，且門檻高、考覈嚴格，獲取不易”。

根據《通知》，“燃煤自備電廠、不符合國家規劃的煤電機組，以及不滿足國家對於能耗、環保和靈活調節能力等要求的煤電機組”不能享受上述政策補償。同時，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。

“煤電容量電價機制對煤電機組在能耗、排放和靈活性等方面的要求越來越高，企業要想拿到政策補償，必須繼續投資改造。”吳疆說。

但較高的設備改造成本，讓有的煤電企業不得不慎重考慮。“公司長期虧損，加上機組設備相對陳舊，經測算，現有的容量電價補償難以覆蓋改造成本。”雲南某煤電企業一位相關負責人對記者說，“看着此次政策出臺，我們心裏很是五味雜陳。”

上述發電集團內部人士向記者表示，目前，許多煤電企業對繼續上馬新項目的積極性並不高。他解釋說，其中的一個原因是，企業對政策的未來走向現在還看不清。同時，雖然影響煤電企業盈利能力的因素很多，主因卻是煤價，容量電價並不足以完全補足煤電機組的固定成本。

“煤電企業並未從根本上擺脫困境……一些企業嚴重資不抵債。”陳宗法在上文介紹，五大發電集團煤電佔比超過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”變成效益考覈中的“配角”“掣肘”。

相對於煤電企業而言，目前中煤集團等煤炭企業對與煤電投資頗感興趣。從產業鏈的角度來看，煤炭企業可以通過煤價去補貼電價，對沖“煤電頂牛”。

“這有點不太正常。”上述發電企業內部人士感慨道，“煤電項目本來應該是這些大型發電集團去投的。”

有業內人士認爲，此次煤電容量電價政策屬於一個對市場秩序的權宜之計的“過渡方案”。

但林伯強對此持有不同看法。“這不是過渡方案。”他對記者說，如果在實踐中執行得好，在未來相當長的一段時間裏還會使用，直到煤電退出歷史舞臺。

“現在業內普遍擔心的主要是，政策今後是否充分到位，能否得到有效執行。”他說，“這就需要多方的共同努力。”

官方預判，從短期來看，此次政策“對終端用戶用電成本的影響總體較小”，“煤電總體價格水平是基本穩定的……工商業用戶終端用電成本總體有望穩中略降”。

多名受訪者向第一財經解釋，從長期來看，政策執行後，未來隨着容量電價回收固定成本的比例不斷提升，工商業等終端用戶在電價方面會不會受到較大影響，尚未可知。可以肯定的是，在大的方向已經明確的基礎上，未來還需要有一套完整的、細化的配套政策爲此次《通知》“護航”。

“接下來，相關方面需要制定一個能夠讓（煤）電價在終端上‘走出去’的配套政策。”林伯強說。

責任編輯：劉萬里 SF014