回顧2023｜煤電企業除了“績效”還有“底薪”了，對能源市場有何影響
對于前兩年普遍陷入嚴重虧損的煤電企業而言，今年的情勢可謂“柳暗花明”，重磅改革下的穩定收益模式讓煤電被叫多年的“壓艙石”地位有了實質性的保障。
根據國家發改委、國家能源局11月印發的《關于建立煤電容量電價機制的通知》(下稱《通知》)，2024年1月1日起執行煤電容量電價機制。這意味著，現行的煤電單一電量電價機制，將正式調整為“兩部制”。
通俗來說，在此前實施的煤電單一電量電價機制下，煤電機組只有發電才有收益。近年，煤電利用小時數持續下降，疊加燃煤成本的倍數增長，使得幾乎完全依賴“績效”生存的煤電企業叫苦不迭。然而，《通知》為不同容量的煤電機組增加了與其固定投資成本對應的“底薪”，讓煤電企業的收入結構更穩定、更多元。
煤電行業人士感受到的“暖意”，也引發了外界對于國內會否再度掀起煤電投資熱潮的討論。一位國際能源與環保組織的區域負責人士對第一財經表示，資產擱淺的高風險一直是懸在煤電投資者頭上的“達摩克利斯之劍”，而煤電機制改革以后，企業有了持續穩定的收益來源，或許會助推國內本就高漲的煤電投資熱情，對“退煤”進程產生負面影響。
對此，廈門大學中國能源政策研究院院長林伯強對第一財經強調，煤電容量電價的設定，經過全面合理的測算，能起到的效果僅僅是“保本”，絕非超額收益。站在不同的立場上，各方對發展煤電所持的態度不盡相同。政府和央國企具有電力保供的責任，因此在新增可再生能源不能滿足電力增長的邏輯下，擴大煤電是客觀需求。民營企業更看重投資回報率，而煤電并不屬于優質的投資標的。
“國內現有的煤電建設和對應的投資回報機制，是在電力短缺和新增煤電二者之間作出的選擇，而不是在新增可再生能源和新增煤電二者之間的選擇。畢竟，可再生能源的比例尚且太小，而且面臨穩定性的考驗。”林伯強稱。
煤電核準再提速
去年因“巨虧”頻頻登上話題榜的煤電市場，到了今年年末，卻幾乎被各大研報冠以“復蘇”的形容詞。現實的確如此，無論從規模還是收益來看，如今的煤電已經走過了那個寒冬。
根據國際環保機構綠色和平發布的《中國電力部門低碳轉型2023年上半年進展分析》，2023年上半年，全國總核準煤電裝機5040萬千瓦，已達2022年全年核準裝機量的55.56%，遠超2021年全年獲批總量。
事實上，2021年下半年國內部分地區出現拉閘限電之后，煤電的核準及建設開始明顯提速。據上述機構統計，2022年中國新增核準煤電項目82個，總核準裝機達9071.6萬千瓦，是2021年獲批總量的近5倍。考慮到煤電兩到三年的建設周期，從2023年開始，國內新建成火電增長出現了明顯上升。
數據也證實了這點。國家能源局發布的《2023年1~10月全國電力工業統計數據一覽表》顯示，2023年1~10月發電新增設備容量，火電新增4372萬千瓦，相比于去年同期增加了1638萬千瓦。
國內能源行業人士普遍認為，煤電的擴張，背后是社會用電增長形勢的客觀需求。今年前三季度，全國可再生能源發電量達2.07萬億千瓦時，約占全部發電量的31.3%。其中，風電光伏發電量為1.07萬億千瓦時。“假設全年的社會用電量增長5%，那么即使風電和光伏保持了年均20%的高比例增長，但是乘以15%的低占比基數，也不足以支撐全社會用電量的增長，剩下的缺口只能由煤電等來補。”林伯強稱。
中國能源研究會能源與環境專業委員會秘書長王衛權對第一財經表示，目前新增的國內煤電裝機中，有的是為了滿足新增用電缺口，有的是為了接替陸續淘汰的舊煤電機組，還有的是為了配合新能源大基地“風光火打捆”的靈活性需求。“目前國內各區域間的電網相對獨立，聯動和調度全國范圍內的電力資源難度不小，因此很多地區為了給當地的新能源提供配套的調節電源，選擇就地新建火電。”
“需要注意的是，目前煤電從基荷電源正在向調峰電源轉型。這意味著，煤電裝機的增長不能等同于煤電在全社會用電量中的占比的增長。可以佐證的數據是，國內煤電機組的整體利用小時數正在逐漸走低，將來還會更低。”王衛權稱。
讓電企穩定活下去
對于煤電企業而言，過去影響業績的主要是小時數、煤價、電量電價三要素。利用小時數降低、煤價走高，而電量電價上浮帶來的收益卻不足以覆蓋前兩者的損失。于是，2021年和2022年，A股上市公司的煤電業務陷入大面積虧損的頹勢。直到2023年多家上市公司發布的財報，才披露了“扭虧為盈”的好轉跡象。
根據今年第三季度財報，以華能國際、國電電力、大唐發電、浙能電力等為代表的煤電龍頭企業，營業收入和凈利潤均實現同比大增。火電概念股“黑馬”華能國際，前三季度營收1913億元，同比增長4%；歸母凈利潤126億元，同比增長419%，上年同期凈虧損39.42億元，扭虧為盈。位居A股上市公司凈利潤榜單第29，比去年同期提升4735名。
究其“回暖”原因，根據公開財報及業界人士觀點，主要在于燃煤價格走低降低發電成本、全社會用電量增長拉動消費需求，以及國家強化煤電保供穩價政策等帶來的利好。
一位煤炭行業資深分析師告訴第一財經，國家政策調控下，電煤長協價格的相對穩定及長協煤合同簽約率的提升，是促成燃煤價格保持穩中有降的關鍵因素。同時，今年煤炭需求釋放未達預期，使得煤炭由年初的1070元/噸下降到了12月份的950元/噸左右。
另一方面，新的利好已經醞釀出臺。上述《通知》明確，煤電的電量電價“通過市場化方式形成”，容量電價水平則按照回收煤電機組一定比例固定成本的方式確定，并根據煤電轉型進度等實際情況逐步調整。
具體來說，用于計算容量電價的煤電機組固定成本實行全國統一標準，為每年每千瓦330元；2024~2025年，多數地方通過容量電價回收固定成本的比例為30%左右，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，提升至不低于50%。
全球第三大評級機構惠譽評級發布研報稱，中國近期發布的新規對燃煤發電企業的信用影響為正面，此舉有助于提升其現金流可見性。惠譽預計，在2025年前的過渡期內，容量電價占燃煤發電企業總利潤的比例為15%~30%，且當通過容量電價回收的固定成本比例達到100%時，上述占比將達到50%以上，從而顯著提升燃煤發電企業的收益穩定性。
尋求更均衡的能源策略
近兩年發生在中國市場的煤電行業巨變，如果放之于世界維度，并不算稀奇。無論是煤電規模的擴大，還是“兩部制”電價的推廣都有跡可循。
《2023年世界經濟論壇能源轉型指數》顯示，在短短十多年的時間里，多種形式的可再生能源投資已經超過了對化石燃料的投資。不過，今年的煤電行業的關閉速度卻是8年來最慢的。發展可再生能源的同時又回到煤電項目，這種情況在許多國家上演。
“我們確實看到全球各地的政策制定者正在權衡不同的優先事項，包括能源轉型、經濟復蘇、地緣政治沖突等，這可能會導致一些矛盾。但它也恰恰表明，各國現在比以往任何時候都更需要進一步加快能源轉型，以平衡和滿足對公平、可持續和安全的能源體系的需求。這不是一件容易的事――我們需要確保我們當前的決定對現在和未來都是正確的。”世界經濟論壇能源與材料中心工業生態轉型部門總負責人宋哲瑞在接受第一財經采訪時稱。
而在電力市場成熟國家，“兩部制”電價是“常規操作”，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。部分業內人士認為，相比之下，國內原有的電量電價方式，要求企業只有多發電才能收回成本，并不能充分體現煤電在電力系統中的支撐、調節價值，也不利于新能源大發展下煤電的角色定位轉型。在此維度，煤電機制改革正當其時。
但同時不能忽略的另一種聲音是，煤電的容量電價為企業送了一顆“定心丸”，一些行業人士顧慮該政策為煤電提供更好的生長條件，從而可能擠占可再生能源的生存空間，這也是容量電價改革遲遲未出臺的一個重要原因。
上述國際能源行業人士認為，在大部分地區“全年富電量，短時缺電力”的電力供需形勢下，出現電力缺口時并不意味著一定要新建電源機組來滿足。在保障電力供應安全的前提下，利用電力資源充裕度技術經濟比較的方法，可以從規劃層面優化電力供應結構、設計尖峰負荷資源保障體系，以更為經濟的方式滿足同樣的電力服務，使得整個規劃的社會總投入最小，避免電力系統整體效益進一步下滑。
熱議之下，煤電機制改革的“靴子”已然落地。如何尋求更均衡、更高效的能源發展策略，依舊會成為催生業界持續思考的話題。
作者：馬晨晨
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