煤电在中国如何失去盈利能力？

一些额外的政策可以把煤电不盈利从周期现象变成稳固现实。

(资料图片仅供参考)

（来源：中外对话订阅号 作者：张树伟）

2020年后的世界日益动荡，很多产业部门与市场经历了过山车般的发展变化。过去三年多，能源价格上涨催生了很多短期的深刻记忆。与世界大部分能源公司因为高涨的能源价格赚得盆满钵满不同的是，2021年中国国有中央企业煤电业务亏损超过千亿元人民币，而2022年全国火电据称亏损660亿元。燃煤发电暂时失去了盈利能力，与此同时，电力总体供需形势一直不宽松。

单纯从气候减排与气候安全的视角，这算一个好消息。有研究显示，要实现1.5度的温升控制目标，从2020年开始计算，大气层只能吸收不超过400千兆吨的二氧化碳。据估计，当前每年因燃烧化石燃料、工业加工和土地利用变化而产生的碳排放为42.2千兆吨。也就是说，如果排放量保持不变，碳排放预算将在从现在起不到八年的时间内用完。相比石油与天然气，煤炭碳排放强度最高，但经济价值最低。气候危机时钟始终在滴答滴答，这要求煤炭尽快首先实现完全淘汰。

随着市场环境等外部因素的变化，煤电很可能重新盈利。但在减排政策和措施下，煤炭失去盈利能力将不可避免。

煤炭盈利能力如何丧失？经典环境经济学教科书以及欧美国家的具体实践，可以给出经典答案。但是显然，中国过去三年采用的特色方式——直接管制煤电价格——区别于所有这些答案。那么接下来的问题自然包括：这种盈利能力丧失，是如何具体发生的？它产生了哪些伴生效应？这样的情形会持续多长时间？随着能源市场环境的快速变化，我们现在格外需要关注哪些相关的问题?鉴于中国是全球最大的碳排放国，本文讨论的这些问题不可避免具有世界层面的含义。

减少煤炭利用的常规手段

燃煤发电和可再生能源发电存在竞争。一旦可再生能源发电项目建成，其发电成本几乎为零，在运营中往往被首先调度使用，从而减少了化石能源发电设备的利用机会，导致后者平均成本上升，市场价格下降。发电量与价格两个因素都降低了煤炭发电投资的盈利能力。在一定阶段之后，投资煤电就变得无利可图，因此不再有新的煤电投资。

此外，如果新的可再生能源的成本也大幅低于现有发电设备的运营成本（主要是燃料成本），那么现有发电设备可能会被提前关闭和退役，从而成为搁置资产。这进一步加速了煤电退出的进程，从而实现更深度的减排。

这是竞争机制发挥作用的逻辑。它的默认前提是煤电和可再生电力在同一个市场中提供相同类型的电力服务，进行“头碰头”的直接竞争。如果要实现燃料替代，要么降低可再生能源的成本，要么提高可再生能源的收益，或者提高传统发电的成本。

以上衍生了许多常见的气候减排工具出现，包括：为可再生能源投资提供补贴或减税以降低成本。例如，美国许多州实施的投资补贴政策（The investment tax credit ,简称ITC），以及目前正在逐步推行的《通胀缩减法案》中的投资补贴。

补贴可再生能源发电收益。例如，美国一些州采用的可再生电力生产税收抵免（The renewable electricity production tax credit , 简称PTC）即对合格的可再生能源生产的电力按每千瓦时实施税收抵免。欧洲、亚洲和南美许多国家实施的固定优惠电价（(Feed-in Tariff，简称FiT)或固定补贴（Feed-in Premium， 简称FiP），以及差价合约政策（Contract for Difference，简称CfD）。

通过碳定价增加化石能源发电的成本。例如，欧盟碳排放交易体系中的电力企业受到的排放约束。

直接管制煤电投资或规定退役时间。例如，很多欧盟国家陆续确定的退出煤电时间表。

这些政策工具从有效减排、经济效率、分布影响、面临新信息的灵活性、履约监管负担等方面均表现各异，现实中可以找到很好与很坏的例子。

但是，在标准工具中，鲜有直接降低煤电收益实现减排的方式，比如基于目前税负结构额外加税，或者煤电“限价”。然而，过去三年，中国政府的行政电力定价，实际上起到了对煤电直接限价的作用。

2021/22煤价高企，煤电“亏钱”

让我们首先回到2016年12月。当年中国发改委明发布《关于平抑煤炭市场价格异常波动的备忘录》，明确到2020年的煤炭价格管制区间：535元/吨为基准价，允许煤价在500-570元/吨之间浮动，此区间内政府不干预价格。

这一煤价水平与区间管制目标，面临现实市场波动显得不够灵活，特别是新冠疫情造成经济与煤炭需求大起大落之后。2021年加之供给侧国内外受限因素，市场煤价剧烈上涨。沿海秦皇岛港现货5500千卡动力煤现货价格在2021年10月中旬曾一度达到2200元/吨的“天价”；2022年3月受国际形势外溢影响，也在1700元/吨高位。受此影响，明确的“合理”价格区间有所抬升。2022年发布的《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》将煤价的浮动区间调整为了550-770元/每吨，，而700元/吨作为基准价。

2022年全年，受俄罗斯战略性减少天然气供应的外溢影响，现货价格仍居高不下。电煤价格维持在700~800元/吨的高位（图1）。《2023年电煤中长期合同签约履约工作方案》确定675元/吨基准价作为煤炭签约指导价，实际签约可浮动空间在10%左右。

煤炭价格上涨同时，市场中保有的煤炭产品结构与质量退化。由于用煤主体多为一年前签约，在煤价上涨的2020-2023年间，煤炭企业面临着履约合同低价与市场现货之间的巨大差价，严格履约面临挑战，“以次充好”问题重新浮现。而电力企业受限于管制的电力价格，也缺乏购买高质量煤炭发电以及存储的足够意愿。这一时期，出现了沿海转运港口煤炭质量下降明显的现象。

中国的管制电价保持在0.38元/千瓦时的水平，从2020年取消煤电联动政策，直到现在。尽管2021年10月发布的《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》规定，各省上浮程度可以从10%提高到20%。相比煤炭价格上涨的程度，这一放松程度显得远远不够。

电价管制、煤炭品质下降与市场煤价高企的组合之下，大部分燃煤电厂处于“亏钱”状态, 甚至无法覆盖燃料成本，煤电机组发电不足的现象时有发生。在700元/吨的煤价水平下，一个供电煤耗300克标煤/千瓦时（非常高效）的电厂，其燃料成本约0.3元/千瓦时。加上其他运行成本（不考虑已经沉没的投资成本摊销），基本0.35~0.4元 /度才能保本（短期运行意义上的），这已经超过我国沿海省份的煤电基准电价。在煤价水平更低的内地地区，管制基准电价水平也往往更低。

限价的代价：效率与公平问题

在市场收益上，中国煤电企业与世界其它地区的能源公司形成鲜明对比。在欧美，各大石油公司在2021-2022年度因为总体高涨的价格赚得盆满钵满。电力公司虽然受自身电源结构、燃料成本控制策略等因素境况不像石油公司般均一，但是总体上也享受着高电价带来的收益上升，以至于很多政府要出台“暴利税”来抑制天然气发电之外的超额利润。

中国在此轮的能源价格大起大落中，并不存在抑制超额利润的烦恼。但是，通过直接控制煤电价格，保持各种价格稳定的做法，并不是没有代价的。其中明显代价，就是电源出力不足。

中国工程院的一项研究显示，2020年，即使按照煤电60%出力计算，中国的电力系统容量仍旧能够充分满足预期中的最大需求负荷。考虑到电力系统一般会额外配置20%的备用机组，这意味着电力系统内存在至少20%的冗余煤电装机。但如果煤电发电出力低，那么即使有冗余装机，依然会出现发电紧张问题。比如，中国连续三年在湖南、江西、辽宁、川渝等地区，相继发生了影响面积大、持续时间较长的拉闸限电。

限电背后离不开供需失衡的因素，但是煤电价格的长期管制与快速上涨的煤炭价格往往构成最为突出的矛盾。

但是，有必要特别强调的是：这一电力紧张，来源于发电激励的不足，并非缺少物理装机，也并非缺少燃料。因此，新煤电机组的建设并不能有效解决这一问题，反而可能加剧容量层面的过剩。

理论上，中国已经有相当数量的电力现货市场试点，以及超过40%的电力双边交易，但是绝大部分的电力消费价格仍旧是管制的。尤其不公平的是，电力供应紧张的影响，往往并不会带来所有电力用户电价的上涨，而是导致某些消费者直接失去电力供应。经济落后地区的居民、部分高耗能工业用户，承担了限价的社会成本。

煤电不盈利：从周期现象到现实

截止到2023年6月底，在供给侧与需求侧多种因素的共同作用下，中国的煤炭价格，特别是沿海地区已经大幅回落，趋近2020年上涨之前的水平。煤炭价格大幅回落的情况下，煤电暂时又会出现盈利空间，甚至是很大的空间。中国发电能源行业的讨论聚焦，会再一次回到“煤矿难受——煤电享受”的钟摆状态。

煤炭失去盈利能力，在当前的体制机制与政策框架内，是一个周期性现象，未来还可能间或出现。但是我们可以用额外的政策工具，把它变成一个既定现实。这需要从保障电力消费者的利益出发，结合气候安全的政策干预工具。这可以包括直接禁止新建煤电、征收碳税，持续补贴高成本储能，采取措施降低煤炭产业链逐步退出后带来的经济与就业影响。

展望全世界，很多有竞争力与成本低的技术与选择，为电力部门的深度减排乃至完全脱碳带来了希望。相比建筑与交通，以及难减排的工业部门，电力部门的减排道路似乎更平坦。在仍旧缺乏经济调度的中国，如何首先推进电力减排仍需要额外关注。

本文首发于中外对话网站。

■ 张树伟，能源系统分析博士，高级工程师，卓尔德环境（北京）中心首席经济师。

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