当前位置: 首页 > 新闻 > 电力朋友圈

争议容量电价:煤电吃上“低保”,但别想过“小康”生活

华夏能源网发布时间:2024-02-21 15:10:06

  让煤电行业为之一振的“容量电价”政策,实际的落地价值仍是一个迷雾重重、争论不休的问题。

  认为特别利好煤电的说法有理有据:发改委文件明确的容量电价,补偿标准为每千瓦330元,折合度电补贴8.8分钱。以全国煤电总装机13亿千瓦计算,容量电价补贴总额4300亿元以上。煤电企业什么也不用做就能拿到这笔钱,这还不够利好吗?

  然而,实际却远非如此简单明了,容量电价业已执行2个多月,煤电企业始终是不大“感冒”。其他当事各方也是啧有烦言:电力用户担心涨电价;新能源发电企业深受低电价甚至负电价之苦,觉得不应该给煤电容量电价,“碳中和就是绿电代煤的过程,要补贴也是要补贴绿电才对”。

  业内在容量电价上的暗潮汹涌、争论不休,反映出在双碳进程中对煤电的“定位”认识还比较混乱,至少是不够清晰的。长期的定位不清,势必拖延甚至错过电力变革的最佳时间窗口,进一步影响到碳中和目标的实现。

  从去产能到被妖魔化

  中国电力企业联合会首席专家陈宗法认为:容量电价的出台,原动力是要解决煤电的“投资意愿不足”问题。

  最近几年,经历了一轮煤电装机大幅下滑周期,特别是2021年和2022年,煤电新增装机下滑明显。此前,每年新增煤电装机在5000万千瓦上下,2021年降到不到3000万千瓦,2022年更是降到不到1500万。

  谈及煤电投资意愿下降的原因,陈宗法直指煤电“被妖魔化”了。虽然我国煤电清洁发展取得积极成效,但很多人认为煤炭污染环境,能源清洁转型就像搬新家,必须扔掉煤电这些“旧沙发”。

  从国家政策看,在更早的“十三五”期间,煤电也是经历了一轮力度强劲的去产能,煤电“不受待见”的民意基础深厚。

  2013年至2016年,我国火电利用小时数逐年降低,2016年火电平均利用小时数更是降至4165小时,创了50年新低。这一状况在当时被普遍归因于煤电严重产能过剩,必须下重手整治。

  不仅是煤电,钢铁、铝、铜、水泥、陶瓷、平板玻璃等耗能大户都严重过剩。2016年1月,国务院常务会议明确,在过去几年淘汰落后钢铁产能9000多万吨的基础上,未来五年时间内再压减粗钢产能1亿至1.5亿吨。

  对煤炭、煤电行业,国常会定下“硬指标”,要用3到5年时间退出煤炭产能5亿吨左右。事实上,到2018年国内累计退出了煤炭落后产能8.1亿吨。由煤及电、由耗能产业及煤电,“十三五”煤电去产能,总计砍掉了1.7亿千瓦装机。

  去产能结束后,煤电本来有望步入常态发展时期,2020年“双碳”目标提出,各行各业又开始制定各种激进的减碳目标。被认为是“排放大户”的煤电行业更是首当其冲,成为关停、压减的直接对象。

  一时间,风狂雨骤,煤电行业几乎是抬不起头。这当中,对煤电行业最为尖锐的批评,来自气候和环保组织。在政策目标、坊间舆情的压制之下,煤电行业减量发展、淘汰关停,几乎成了唯一选择。这也就有了陈宗法所言的“2021年、2022年煤电新增装机断崖式下跌”。

  屋漏偏逢连夜雨,深陷妖魔化泥潭的煤电,此后又因高煤价而陷入巨亏泥潭。2021年,五大发电集团煤电发电供热亏损1360亿元,超过2008-2011年煤电四年的亏损之和。2022年,五大发电集团煤电发电供热亏损784亿元,尽管已实现减亏,但是亏损依然严重。

  从长远来看,落地“双碳”煤电必然要被新能源替代。在这个逻辑之下,煤炭与煤电企业的估值大幅下降,煤电资产被视为“包袱”。深陷泥潭中的煤电,社会投资意愿大幅降低,火电企业的发电积极性也降至冰点,销声匿迹多年的“电荒”在卷土重来。

  但是,在能源保供中煤电的“顶梁柱”作用容不得一点闪失。主管部门领导也担心,未立先破会造成巨大的能源安全风险。虽然是需要大力发展新能源,但新能源有效容量和电量不足的短板很明显,不能缺了煤电这个“压舱石”和“顶梁柱”,煤电投资的积极性不能丢。

  在此背景下,容量电价的适时出台就很有必要了。有了容量电价的保障,煤电企业收回投资成本将不再完全依靠发电,仅作系统调节和支撑电源时也能获取收益。业内人士形象的说法,是“不干活也能领工资”。

  容量电价只是煤电“低保”

  出台容量电价的政策预期,是希望让煤电集团保持建设、投资热情。

  应当说,在煤电经历了几年巨亏之后,容量电价至少从机制上保证了煤电固定成本回收有了稳定的新渠道,这给煤电企业吃下了“定心丸”,对稳定煤电投资煤预期很有帮助,某种程度上也有助于解决电力保供问题。一句话,容量电价稳定并改善了煤电集团的投资预期。

  但实际的落地,可能并不会有那么强烈的效果——这并不代表煤电集团们能稳稳吃到嘴里一块“大肥肉”。

  华夏能源网(公众号hxny3060)注意到,在多省市出台的容量电价两部制相关文件中,都明确按照回收煤电机组一定比例的固定成本,来确定容量电价补贴额度。煤电机组的全国统一标准按“每年每千瓦330元”计算,但并不是一步到位,而是按照30%、50%、70%……阶梯状分步实施的方法来推进。

  按照文件规定,2024~2025年有26个省区的成本回收比例为30%左右,即每年每千瓦100元,7个省区为50%即每年每千瓦165元,综合平均109元,折合度电2.85分,只占全部固定成本的33%。

  文件规定,从2026年起,各地回收固定成本的比例将提升至不低于50%。而什么时候回收比例提升到100%,文件没有明确。这种分步实施的做法,被部分煤电人士称为“画饼”,煤电企业享受的只是“低保”。

  此外,容量电价对燃煤机组的考核极为严格,并不是所有的燃煤机组都能够拿到这笔钱。

  例如,文件明确,“不符合国家规划的煤电机组,以及不满足国家对于能耗、环保和灵活调节能力等要求的煤电机组”将被排除在外;煤电机组如无法按照调度指令提供所申报的最大出力,将相应扣减容量电费,直至取消其资格。

  华夏能源网注意到,近期,各省级政府正在出台容量电价实施细则,有相当一部分煤电机组不能满足能耗、超低排放、灵活性要求,部分电厂现有设备的可靠性、煤质难以支撑机组最大出力,供热机组无法实现最大出力。

  除了上述分步实施、考核严苛两点之外,容量电价“不解渴”的最重要原因,还在于煤电的成本结构。

  煤电成本构成中,燃料成本约占80%左右,而包括折旧等在内固定成本占比并不大,大约20%左右。陈宗法举例称,2022年北方、南方两个典型煤电厂入厂含税标煤单价分别为1260元/吨、1474元/吨,燃料费分别占总成本的75.24%、83.54%;固定费用分别占总成本的24.76%、16.46%。

  容量电价想要弥补的,只是煤电的固定成本。即使是容量电价补贴一步到位100%兑现,也只能解决煤电机组成本的20%左右。在分步实施后,2024年、2025年容量电价则仅能覆盖燃煤机组7%左右的成本。

  因为以上三点原因,在煤电集团看来,煤电容量电价只是各方博弈后的折中结果,各方都能勉强接受,但也都没能很满意。煤电企业也心里明白,这只是聊胜于无的方案,是给“吃上低保”,但别想就此过上“小康”生活。

  重新校准煤电定位

  “双碳”时代,伴随着海量新能源汇入电力系统,煤电的系统角色定位注定要发生根本改变。

  在旧能源或者说是新能源占比还微乎其微的时代,煤电是“一家独大”的主体电源。向新能源为主体的新型电力系统过渡后,煤电要逐步向调节性电源、支撑性电源转型,要做好新能源的“助产士”和“保姆”。

  由于风光新能源有间歇性,没办法独立工作,上马风光项目就要配套上马煤电。有业内人士做过简单测算,原来是1.2千瓦的煤电为1千瓦的用户供电,但新型电力系统下,需要“1.2千瓦的新能源+1千瓦的煤电”,才能对应1千瓦的用户。这1千瓦煤电,平时不开机,要随时待命为新能源提供调峰服务。

  对煤电企业来说,支撑新能源发展是有代价和成本的。在为新能源“让路”的时候,也要让渡利用小时数。之前煤电利用小时数曾高达7000多小时,目前已经降到4000多小时,未来转型到位后还要大幅下降。

  在这个转型过程中,容量电价对煤电企业意义重大。没有容量电价,煤电转型为调节性、支撑性备用电源就根本无从谈起。

  对于“新能源助产士”这一煤电新定位,目前各方都有着清晰认识。但是,对于煤电“压舱石”的定位,各方的认识并不完全统一,激进去煤的声音很多。在行业人士看来,这根源于部分人对新能源代替旧能源的预期过分乐观了。

  2023年9月20日,中国工程院院士刘吉臻在第十届中国电力规划发展论坛上,抛出了针对我国电力保供的“灵魂拷问”。

  刘院士表示,水电迅猛发展的时期已经过去,核电因为存在争议提升空间有限,被寄予厚望的风、光可再生能源尚未形成稳定可靠的供应能力。随着风、光占比持续提升,加之极端天气频发,电力需求与日俱增,谁来负责电力保供?

  据电力规划设计总院预计,到2030年,我国全社会用电量将增长到11.8万亿-12.5万亿kWh。这意味着,未来7年内,我国全社会用电增量将达到3.2万亿kWh以上。对此,刘院士认为,在当下能源转型与兑现“双碳”目标的大背景下,要满足这3万亿度电的增量需求将面临巨大挑战。

  “根据相关规划,到2030年,我国风电、光伏装机总量将达到12亿千瓦以上。但即便届时风、光装机相比较于2022年翻番达15亿-16亿千瓦,两者可贡献的发电量也只能再增加约1万亿多千瓦时,还有约2万亿kWh的电量‘空缺’待补。”刘吉臻指出。

  事实上,2023年中国新增风光新能源装机3亿千瓦,这一新增占到过去所有年份风光总装机的4成。截至2023年年底,中国风光新能源装机总量已经达到了创纪录的10.5亿千瓦。

  但严峻的现实是,突飞猛进的风光装机并没有带来发电量的同比例增加。

  现在还很难说风光新能源“有装机无电量”的问题,要延续多少年才能找到切实可行的化解方法。在此之前,煤电电力保供“压舱石”的定位,就是排在第一位的大事。所谓的先立后破,就是要煤电的基本盘不能失。

  在经历了2021年全国性电荒、2022年局地缺电、2023年电力需求迅猛增长之后,事实已经很明白的告诉我们:相比能源转型,电力保供始终是排在第一位的,只能在安全稳定供应的前提下,才能去谋求有序转型。

  正因为如此,煤电定位的重新校准有巨大的实际意义。如果单纯视煤电为需要尽快被替代的旧能源,那么运动式减碳去煤电就会重来;如果仅将煤电视为调节性的备用电源,那么不断强制压降煤电利用小时数的政策就将大行其道;如果要煤电首先履行保供压舱石角色,同时还要煤电逐步转型为新能源助产士,这样的定位就需要一套完全不一样的政策。

  在陈宗法看来,分步实施的容量电价,是各方妥协的产物,它对煤电投资更多的是信号意义,有了这个信号,此前经历了大幅下滑的煤电投资意愿会有回升。

  “但是,煤电既要在新能源出力不稳定的情况下对电力保供兜底,又要主动让渡利用小时数转型为备用电源,光是一个分步实施的容量电价恐怕并不足够。这需要给予煤电更多的实实在在的的支持。”陈宗法表示。

  文 | 华夏能源网 图片来源@视觉中国


评论

用户名:   匿名发表  
密码:  
验证码:
最新评论0