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一些額外的政策可以把煤電不盈利從周期現(xiàn)象變成穩(wěn)固現(xiàn)實。

2020年后的世界日益動蕩，很多產(chǎn)業(yè)部門與市場經(jīng)歷了過山車般的發(fā)展變化。過去三年多，能源價格上漲催生了很多短期的深刻記憶。與世界大部分能源公司因為高漲的能源價格賺得盆滿缽滿不同的是，2021年中國國有中央企業(yè)煤電業(yè)務(wù)虧損超過千億元人民幣，而2022年全國火電據(jù)稱虧損660億元。燃煤發(fā)電暫時失去了盈利能力，與此同時，電力總體供需形勢一直不寬松。

單純從氣候減排與氣候安全的視角，這算一個好消息。有研究顯示，要實現(xiàn)1.5度的溫升控制目標，從2020年開始計算，大氣層只能吸收不超過400千兆噸的二氧化碳。據(jù)估計，當前每年因燃燒化石燃料、工業(yè)加工和土地利用變化而產(chǎn)生的碳排放為42.2千兆噸。也就是說，如果排放量保持不變，碳排放預算將在從現(xiàn)在起不到八年的時間內(nèi)用完。相比石油與天然氣，煤炭碳排放強度最高，但經(jīng)濟價值最低。氣候危機時鐘始終在滴答滴答，這要求煤炭盡快首先實現(xiàn)完全淘汰。

隨著市場環(huán)境等外部因素的變化，煤電很可能重新盈利。但在減排政策和措施下，煤炭失去盈利能力將不可避免。

煤炭盈利能力如何喪失？經(jīng)典環(huán)境經(jīng)濟學教科書以及歐美國家的具體實踐，可以給出經(jīng)典答案。但是顯然，中國過去三年采用的特色方式——直接管制煤電價格——區(qū)別于所有這些答案。那么接下來的問題自然包括：這種盈利能力喪失，是如何具體發(fā)生的？它產(chǎn)生了哪些伴生效應(yīng)？這樣的情形會持續(xù)多長時間？隨著能源市場環(huán)境的快速變化，我們現(xiàn)在格外需要關(guān)注哪些相關(guān)的問題?鑒于中國是全球最大的碳排放國，本文討論的這些問題不可避免具有世界層面的含義。

減少煤炭利用的常規(guī)手段

燃煤發(fā)電和可再生能源發(fā)電存在競爭。一旦可再生能源發(fā)電項目建成，其發(fā)電成本幾乎為零，在運營中往往被首先調(diào)度使用，從而減少了化石能源發(fā)電設(shè)備的利用機會，導致后者平均成本上升，市場價格下降。發(fā)電量與價格兩個因素都降低了煤炭發(fā)電投資的盈利能力。在一定階段之后，投資煤電就變得無利可圖，因此不再有新的煤電投資。

此外，如果新的可再生能源的成本也大幅低于現(xiàn)有發(fā)電設(shè)備的運營成本（主要是燃料成本），那么現(xiàn)有發(fā)電設(shè)備可能會被提前關(guān)閉和退役，從而成為擱置資產(chǎn)。這進一步加速了煤電退出的進程，從而實現(xiàn)更深度的減排。

這是競爭機制發(fā)揮作用的邏輯。它的默認前提是煤電和可再生電力在同一個市場中提供相同類型的電力服務(wù)，進行“頭碰頭”的直接競爭。如果要實現(xiàn)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，或者提高傳統(tǒng)發(fā)電的成本。

以上衍生了許多常見的氣候減排工具出現(xiàn)，包括：為可再生能源投資提供補貼或減稅以降低成本。例如，美國許多州實施的投資補貼政策（The investment tax credit ,簡稱ITC），以及目前正在逐步推行的《通脹縮減法案》中的投資補貼。

補貼可再生能源發(fā)電收益。例如，美國一些州采用的可再生電力生產(chǎn)稅收抵免（The renewable electricity production tax credit , 簡稱PTC）即對合格的可再生能源生產(chǎn)的電力按每千瓦時實施稅收抵免。歐洲、亞洲和南美許多國家實施的固定優(yōu)惠電價（(Feed-in Tariff，簡稱FiT)或固定補貼（Feed-in Premium， 簡稱FiP），以及差價合約政策（Contract for Difference，簡稱CfD）。

通過碳定價增加化石能源發(fā)電的成本。例如，歐盟碳排放交易體系中的電力企業(yè)受到的排放約束。

直接管制煤電投資或規(guī)定退役時間。例如，很多歐盟國家陸續(xù)確定的退出煤電時間表。

這些政策工具從有效減排、經(jīng)濟效率、分布影響、面臨新信息的靈活性、履約監(jiān)管負擔等方面均表現(xiàn)各異，現(xiàn)實中可以找到很好與很壞的例子。

但是，在標準工具中，鮮有直接降低煤電收益實現(xiàn)減排的方式，比如基于目前稅負結(jié)構(gòu)額外加稅，或者煤電“限價”。然而，過去三年，中國政府的行政電力定價，實際上起到了對煤電直接限價的作用。

2021/22煤價高企，煤電“虧錢”

讓我們首先回到2016年12月。當年中國發(fā)改委明發(fā)布《關(guān)于平抑煤炭市場價格異常波動的備忘錄》，明確到2020年的煤炭價格管制區(qū)間：535元/噸為基準價，允許煤價在500-570元/噸之間浮動，此區(qū)間內(nèi)政府不干預價格。

這一煤價水平與區(qū)間管制目標，面臨現(xiàn)實市場波動顯得不夠靈活，特別是新冠疫情造成經(jīng)濟與煤炭需求大起大落之后。2021年加之供給側(cè)國內(nèi)外受限因素，市場煤價劇烈上漲。沿海秦皇島港現(xiàn)貨5500千卡動力煤現(xiàn)貨價格在2021年10月中旬曾一度達到2200元/噸的“天價”；2022年3月受國際形勢外溢影響，也在1700元/噸高位。受此影響，明確的“合理”價格區(qū)間有所抬升。2022年發(fā)布的《關(guān)于進一步完善煤炭市場價格形成機制的通知》將煤價的浮動區(qū)間調(diào)整為了550-770元/每噸，，而700元/噸作為基準價。

2022年全年，受俄羅斯戰(zhàn)略性減少天然氣供應(yīng)的外溢影響，現(xiàn)貨價格仍居高不下。電煤價格維持在700~800元/噸的高位（圖1）。《2023年電煤中長期合同簽約履約工作方案》確定675元/噸基準價作為煤炭簽約指導價，實際簽約可浮動空間在10%左右。

煤炭價格上漲同時，市場中保有的煤炭產(chǎn)品結(jié)構(gòu)與質(zhì)量退化。由于用煤主體多為一年前簽約，在煤價上漲的2020-2023年間，煤炭企業(yè)面臨著履約合同低價與市場現(xiàn)貨之間的巨大差價，嚴格履約面臨挑戰(zhàn)，“以次充好”問題重新浮現(xiàn)。而電力企業(yè)受限于管制的電力價格，也缺乏購買高質(zhì)量煤炭發(fā)電以及存儲的足夠意愿。這一時期，出現(xiàn)了沿海轉(zhuǎn)運港口煤炭質(zhì)量下降明顯的現(xiàn)象。

中國的管制電價保持在0.38元/千瓦時的水平，從2020年取消煤電聯(lián)動政策，直到現(xiàn)在。盡管2021年10月發(fā)布的《國家發(fā)展改革委關(guān)于進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》規(guī)定，各省上浮程度可以從10%提高到20%。相比煤炭價格上漲的程度，這一放松程度顯得遠遠不夠。

電價管制、煤炭品質(zhì)下降與市場煤價高企的組合之下，大部分燃煤電廠處于“虧錢”狀態(tài), 甚至無法覆蓋燃料成本，煤電機組發(fā)電不足的現(xiàn)象時有發(fā)生。在700元/噸的煤價水平下，一個供電煤耗300克標煤/千瓦時（非常高效）的電廠，其燃料成本約0.3元/千瓦時。加上其他運行成本（不考慮已經(jīng)沉沒的投資成本攤銷），基本0.35~0.4元 /度才能保本（短期運行意義上的），這已經(jīng)超過我國沿海省份的煤電基準電價。在煤價水平更低的內(nèi)地地區(qū)，管制基準電價水平也往往更低。

限價的代價：效率與公平問題

在市場收益上，中國煤電企業(yè)與世界其它地區(qū)的能源公司形成鮮明對比。在歐美，各大石油公司在2021-2022年度因為總體高漲的價格賺得盆滿缽滿。電力公司雖然受自身電源結(jié)構(gòu)、燃料成本控制策略等因素境況不像石油公司般均一，但是總體上也享受著高電價帶來的收益上升，以至于很多政府要出臺“暴利稅”來抑制天然氣發(fā)電之外的超額利潤。

中國在此輪的能源價格大起大落中，并不存在抑制超額利潤的煩惱。但是，通過直接控制煤電價格，保持各種價格穩(wěn)定的做法，并不是沒有代價的。其中明顯代價，就是電源出力不足。

中國工程院的一項研究顯示，2020年，即使按照煤電60%出力計算，中國的電力系統(tǒng)容量仍舊能夠充分滿足預期中的最大需求負荷?？紤]到電力系統(tǒng)一般會額外配置20%的備用機組，這意味著電力系統(tǒng)內(nèi)存在至少20%的冗余煤電裝機。但如果煤電發(fā)電出力低，那么即使有冗余裝機，依然會出現(xiàn)發(fā)電緊張問題。比如，中國連續(xù)三年在湖南、江西、遼寧、川渝等地區(qū)，相繼發(fā)生了影響面積大、持續(xù)時間較長的拉閘限電。

限電背后離不開供需失衡的因素，但是煤電價格的長期管制與快速上漲的煤炭價格往往構(gòu)成最為突出的矛盾。

但是，有必要特別強調(diào)的是：這一電力緊張，來源于發(fā)電激勵的不足，并非缺少物理裝機，也并非缺少燃料。因此，新煤電機組的建設(shè)并不能有效解決這一問題，反而可能加劇容量層面的過剩。

理論上，中國已經(jīng)有相當數(shù)量的電力現(xiàn)貨市場試點，以及超過40%的電力雙邊交易，但是絕大部分的電力消費價格仍舊是管制的。尤其不公平的是，電力供應(yīng)緊張的影響，往往并不會帶來所有電力用戶電價的上漲，而是導致某些消費者直接失去電力供應(yīng)。經(jīng)濟落后地區(qū)的居民、部分高耗能工業(yè)用戶，承擔了限價的社會成本。

煤電不盈利：從周期現(xiàn)象到現(xiàn)實

截止到2023年6月底，在供給側(cè)與需求側(cè)多種因素的共同作用下，中國的煤炭價格，特別是沿海地區(qū)已經(jīng)大幅回落，趨近2020年上漲之前的水平。煤炭價格大幅回落的情況下，煤電暫時又會出現(xiàn)盈利空間，甚至是很大的空間。中國發(fā)電能源行業(yè)的討論聚焦，會再一次回到“煤礦難受——煤電享受”的鐘擺狀態(tài)。

煤炭失去盈利能力，在當前的體制機制與政策框架內(nèi)，是一個周期性現(xiàn)象，未來還可能間或出現(xiàn)。但是我們可以用額外的政策工具，把它變成一個既定現(xiàn)實。這需要從保障電力消費者的利益出發(fā)，結(jié)合氣候安全的政策干預工具。這可以包括直接禁止新建煤電、征收碳稅，持續(xù)補貼高成本儲能，采取措施降低煤炭產(chǎn)業(yè)鏈逐步退出后帶來的經(jīng)濟與就業(yè)影響。

展望全世界，很多有競爭力與成本低的技術(shù)與選擇，為電力部門的深度減排乃至完全脫碳帶來了希望。相比建筑與交通，以及難減排的工業(yè)部門，電力部門的減排道路似乎更平坦。在仍舊缺乏經(jīng)濟調(diào)度的中國，如何首先推進電力減排仍需要額外關(guān)注。