挣扎在盈亏边缘的煤电企业，迎来了改变窘境的曙光。

11月8日，中国电力企业联合会（下称“中电联”）发布了《适应新型电力系统的电价机制研究报告》。报告建议，电价的合理构成应包括六个部分，即“电能量价格+容量价格+辅助服务费用+绿色环境价格+输配电价格+政府性基金和附加”，应有序将全国平均煤电基准价调整到0.4335元/千瓦时的水平。

华夏能源网（公众号hxny3060）注意到，目前全国平均煤电基准价为0.38元/千瓦时，如果真如这份报告所言上调0.0535元/千瓦时，煤电基准价将与电煤基准价上浮的幅度相符，发电企业目前的窘境或将得到缓解。

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据中电联10月发布的《2022年三季度全国电力供需形势分析预测报告》：今年前三季度，全国煤电企业因电煤（用于发电的煤）价格上涨增加2600亿元左右成本；大型发电集团超半数以上煤电企业处于亏损状态，部分现金流紧张。这种局面一定程度上影响了煤电企业的发电积极性，影响到了电力保供和能源安全。

破局的关键，就在于理顺煤电价格形成机制。

中电联认为，今年以来较为严峻的煤电矛盾，主因是电价机制尚存在很多问题。目前，电煤价格长期高企，煤电基准价没有随之调整，上网电价水平难以反映煤电生产的真实成本，市场建设过程中缺乏对于煤电容量的补偿机制。

电煤、煤电基准价不协调

我国电煤、煤电分别采取“基准价+浮动价”的原则来定价，同时，为了化解“煤电顶牛”矛盾，煤、电价格传导机制强调“区间对区间”的原则，即电价随着煤价的浮动而浮动。然而，从近年来的执行情况来看，电煤价格能够随行就市灵活浮动，煤电价格却陷入了僵化。

电煤价格方面，2017年以来，大部分煤炭企业与发电企业签订中长期合同（长协），小部分按市场价格采购。长协价格按“基准价+浮动价”机制形成，基准价固定在每吨535元/吨，并与市场情况挂钩。

但在之后，煤炭价格逐年上涨，基准价也水涨船高。直至今年10月31日，发改委办公厅印发《2023年电煤中长期合同签约履约工作方案》，回调电煤长协基准价，“下水煤合同基准价按5500大卡动力煤675元/吨执行”。

至此，电煤长协基准价从当初的535元，上调至675元。虽然相比去年700元/吨的基准价格有所下降，但仍然处于较高位置。

电价方面，2019年10月24日，国家发改委印发《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》，提出从2020年1月1日起，将原来的煤电标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制。基准价按当地现行煤电标杆电价确定，浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%。

自此，沿用了近15年之久的煤电标杆上网电价和煤电联动机制被新机制替代。但新机制运行刚刚两年，就出现了“煤电顶牛”的矛盾，政策也随之进行了调整。

2021年煤价大涨，电企亏损严重，为完善煤、电传导机制，2021年10月，国家发改委发文明确“基准价+上下浮动不超过20%”的燃煤发电上网电价新机制，进一步放松煤电上网电价浮动范围。

新的范围确立之后，煤电企业的困境得到一定程度的缓解，但仍挣扎在盈亏的边缘，大型发电集团超过50%的煤电企业仍处于亏损状态，问题没有得到彻底解决。

发电上市公司的经营表现，可以印证这一点。华夏能源网（公众号hxny3060）注意到，今年前三季度，华能国际和大唐发电继续亏损，未能实现扭亏；国电电力和华电国际虽然扭亏为盈，但主要依靠股权转让、投资收益、热价上涨等因素，火电业务依然艰难。

究其原因，是电煤价格和煤电上网电价调整的不协调、不对等。电煤长协基准价从当初的535元上调至675元乃至700元，电煤围绕基准价在570-770元之间浮动；而煤电上网电价却仅仅是放松浮动空间至20%，煤电价格的基准价没有随行就市调整，这造成了煤炭企业的窘迫现状。

不过，通过上调煤电基准价格的形式来解决发电企业的盈利难题，实际上回到了2015年电改之前的老思路，很难在根源上解决问题。于是，如容量电价之类的措施就很有必要性。

适时推出容量电价很有必要

随着近些年来新能源发展高歌猛进，尤其是新型电力系统提出后，煤电定位日渐向“支撑性电源”转移，无论是对存量煤电的灵活性改造，还是新建煤电，只要是用于新能源调峰，煤电的平均利用小时数就大受影响。

“十三五”时期，主管部门启动对煤电机组进行灵活性改造，目标是改造2.6亿千瓦机组，目的是使其适应频繁启停和更大范围的负荷波动，以更好地与新能源的波动性进行匹配。

但由于调峰电源的定位令煤电机组收入更不稳定，煤电企业进行灵活性改造的动力不足。“十三五”期间，煤电机组灵活性改造仅完成了6000万千瓦，不到总目标的四分之一。“十四五”期间，灵活性改造的任务量有所下降，但依然高达2亿千瓦。

实际上，也确实没有哪家企业愿意为了备用而改造机组。利用小时数太低，效益差，对机器本身损耗也非常大。而新建煤电厂用于调峰，发电企业也普遍不愿意，新增煤电机组用于调峰备用，将摊薄现有机组的发电小时数，导致煤电企业收入波动大、产能总体利用率低，最终带来亏损。况且，煤电厂需要日常人员值守，机组也需要相应维护费用。若平时总是处于备用状态，煤电厂将难以生存。

正因为如此，除了央国企要担当社会责任新建煤电厂备用调峰，罕有社会资本愿意进入。即便是实力雄厚的央国企，也无法承受长期亏损。

因而，业内有很多声音呼吁在政策上给予煤电机组容量电价，即不发电、仅作为系统备用部分的电量也核算收入。但可惜的是，相关政策一直未能推出。在当前煤价高企、电价压力大、宏观经济形势不佳、政府财力有限等情况下，各地担心容量电价补贴会抬高电价水平。

华夏能源网（公众号hxny3060）注意到，截至目前，云南、山东、广东、江苏以及刚刚经历限电之苦的四川等省份，均陆续出台了本省容量回收机制或相关征求意见稿，对此行业内称赞有加。实际效果如何，还需要看实际的落地情况。这些地区的探索，有望对全国煤电价格改革起到示范作用。

长江证券认为，“未来全国范围内的容量补偿或容量电价推行只是时间问题”。容量补偿或容量电价的推行，预计会改善调峰火电机组的盈利水平及盈利稳定性，并直接改善火电长期逆周期的特点，真正将火电定位到公用属性。

火电增利路漫漫，唯有电价能破局。双碳大业重洗牌，“煤电顶牛”何时休？

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