新型电力系统电价机制：保障煤电发挥支撑调节价值

摘要

煤电在新型电力系统中具有重要的支撑调节作用，但煤电企业面临燃煤成本高位波动、新能源渗透率上升导致利用小时数下降等双重压力。新电价机制需考虑保障煤电企业获得合理利润，而合理利润水平的界定则取决于煤电发展阶段。短时间内尖峰负荷上升仍需煤电装机增长以提供可靠容量，此时合理利润率应与装机投资增速相匹配；装机达峰后，新增煤电投资需求较小，煤电“备而不用”、经营风险下降等特征越来越类似公用事业定价，此时合理利润率趋近于资本成本。因此为适应煤电发展阶段的变化，合理利润率水平及其电价机制也从促进投资向维持经营转变。

目前中国电价机制正在逐渐适应煤电转型，2024年起实施的容量电价不仅有望让煤电企业回归合理利润区间，还能激励煤电提高顶峰意愿，有效降低用户停电风险。展望未来，我们认为新电价机制重点在于电量电价和容量电价的平衡设计，其中电量电价需适应电价波动区间扩大和容量补偿后中枢下移的趋势性变化，灵活反映燃煤成本和电力供需情况。容量电价则需和现货市场统筹设计，推动容量成本回收机制从容量补偿向容量市场转变，以发挥市场在可靠性资源配置中的作用。

内容概要

►  建设新型电力系统是实现双碳目标的核心环节，其主要任务就是在保障电力供应安全的基础上最大化消纳风电光伏等新能源。由于新能源发电间歇性、波动性大的特点，电力系统对支撑调节性资源的需求逐渐上升。与其他电源相比，煤电具有体量大、成本低、受地形约束小、长短周期皆可调等优势，煤电的角色也正逐步由主力电源向支撑调节电源转变。

►  与煤电角色转变相对应的，是中国电价机制转变的“滞后”，煤电企业面临一定经营压力。一是“市场煤、计划电”，电价变化不能完全反映燃煤成本变化，导致“煤电顶牛”，这在2021年后煤价上涨后变得尤为突出。二是新能源渗透率上升导致煤电利用小时数下降，仅靠电量电费收入难以弥补固定成本。

►  若电价机制不进行及时调整，未来煤电企业经营压力可能会越来越大。一方面，供需紧平衡格局或导致煤炭价格的高位波动。这是由于在煤炭供给侧，供给弹性在资本支出意愿不高、生态环保和安全生产要求趋严等因素的驱动下会趋势性下降；而在需求侧，极端天气频发带来制冷和南方供暖需求上升，叠加用于调节可再生能源的煤电需求上升，对煤电需求有一定支撑作用。另一方面，随着中国风电光伏渗透率进一步上升，未来煤电利用小时数或将进入快速下降区间，使得煤电收益承压强度增大。

►  新电价机制的核心在于如何为转型中的煤电企业适配一个合理的利润水平。我们从三个层次进行了探索：一是煤电企业收入至少应能覆盖生产经营成本，即息税前利润不能小于0；二是煤电企业实际收益率应能覆盖资本成本，否则企业的生产经营活动实际上没有为股东和债权人创造增量价值，这关系到煤电企业的生存问题和能否长期可持续经营；三是补偿资本成本后的剩余利润与新增煤电投资需求挂钩，其原则就是高收益率与高投资增速相匹配，低收益率与低投资增速相匹配。

►  未来煤电或将经历两个发展阶段，一是煤电装机达峰前的装机容量增长阶段，电力系统还需要增加煤电装机容量以应对尖峰负荷的快速增长。此时煤电企业不仅需要维持存量机组生存，还需要合理的利润水平去满足新增煤电投资，这一因素需纳入电价机制设计中统筹考虑。二是达峰后的类公用事业阶段，中国碳排放达峰并逐渐降低以实现2060年碳中和目标，随着其他支撑调节电源快速发展、老旧煤电机组逐渐退役，煤电装机容量将不断下降，煤电机组越来越多时间“备而不用”。由于新增煤电投资需求较小、煤电企业经营风险下降，此时合理的利润水平将逐渐趋近于资本成本，体现收益与风险相匹配原则。换句话讲，此时电价机制设计目标是维持现有煤电机组生存，甚至可能需要对标行业先进设定电价以淘汰部分落后机组。总的来说，随着未来煤电从装机增长阶段向类公用事业阶段转型，合理的利润率水平以及电价机制主要设计目标也从促进投资向维持经营转变。

►  未来针对煤电的电价机制改革，重点在于对电量电价和容量电价的平衡设计。未来，电量电价波动区间将因燃煤成本和煤电需求波动而有所扩大，同时容量电价出台后电量电价波动中枢将有所下移，电量电价机制需要适应这一新形势变化并灵活反映电力供需。具体来说，根据基准价和浮动范围的不同变化，会产生不同的电量电价设计方案，但各有利弊。若因容量电价出台而调低煤电基准价，或者设定电量电价与容量电价之和上限，有利于顺利将煤价下降红利传导给工商业用户，但煤价一旦上涨又会导致燃煤成本淤积在煤电企业内部。若不调低煤电基准价，虽然有利于煤电企业盈利修复，但存在寡头垄断抬高报价的潜在风险。

►  容量电价与电量电价的有机衔接需重点结合电力现货市场改革进行统筹设计，主要有两种组合方式，即“全容量成本补偿+成本型电力现货市场”或“部分容量成本补偿+策略报价型电力现货市场”。短期来看，为防止电价过高波动的风险，第一种方式或更适合尚处于改革初期的中国市场。但从更长期视角出发，随着新能源参与市场交易比重提高，电力供给曲线波动性加强，为了进一步提高煤电、气电、抽蓄等可靠性资源的配置效率，第二种方式或是电力市场化改革的最终方向。

新能源具有间歇性、波动性的特点，在储能成本仍然高昂的背景下，意味着煤电在短期内仍是新型电力系统中发挥支撑调节价值的现实选择。但近年来国内外煤价持续高位，煤电机组也从主力电源向支撑调节电源转型，发电小时数中枢趋势下行，可以说煤电企业受到燃煤成本上升与小时数下降的双重压力。特别是近年来部分煤电企业亏损明显，缺电也给国民经济造成负面影响，更不利于中国的绿色转型。

随着煤电容量电价机制2024年起正式实施，以稳定煤电企业盈利预期，煤电电价机制持续受到关注。

作为“新型电力系统”系列主题研究的第四篇，本报告继“源、网、荷”等物理环节的现实问题梳理分析之后，我们从价格机制入手，探索适配我国煤电转型的价格机制改革方向。

一、电价机制转变“滞后”

（一）煤电正从主力电源转向支撑调节电源

新型电力系统是实现双碳目标的核心环节，其主要任务就是在保障电力供应安全的基础上最大化消纳风电光伏等新能源。由于新能源发电间歇性、波动性大的特点，电力系统对支撑调节性资源的需求逐渐上升。调节主要是指在中午光伏大发时，电力需求反而不高，灵活调节性电源需要压减出力为新能源发电消纳让出空间。支撑主要是指在晚间负荷高峰时无光照，新能源发电不足以满足较高的电力需求，则需要煤电等支撑保障性电源顶峰出力。

然而，中国电力系统的支撑调节资源仍显不足。首先看调节方面，灵活调节电源主要包括可调节水电、抽水蓄能、电化学储能、气电和经过灵活性改造的煤电。相比于德国、西班牙、美国等发达国家，中国灵活调节电源仍显不足[1]。为此，《“十四五”现代能源体系规划》提出了到2025年中国灵活调节电源占比达到24%左右的目标[2]。

与其他灵活调节电源相比，煤电有其独特的优势。首先是成本较低，与气电、储能等其他有偿调峰方式相比，煤电深度调峰的单位发电成本更低（图表1），煤电灵活性改造的单位千瓦调峰容量成本也低于抽蓄、气电、储能电站等其他系统调节手段[3]，因此电力系统出于经济性考虑往往优先安排煤电机组进行深度调峰[4]。更重要的是，煤电灵活调节价值的稀缺性在于长周期（跨月、跨季）调节能力，而储能大多仅能提供日内调节能力，难以应对江南春雨、江淮梅雨等长时间的风光低出力[5]。此外，水电虽然也兼具良好的长周期和短周期灵活调节价值，但近年来受站址资源约束增速放缓，而煤电受地形限制较少。

然后看支撑方面，近年来中国最大负荷增速超过顶峰装机容量增速，意味着电力供应风险正在上升。顶峰装机容量是指在电力系统负荷高峰时各机组能提供的可靠装机容量，其计算公式为：顶峰装机容量=Σ各电源装机容量×（1-受阻系数）/（1+备用率），由此可以计算出“十三五”以来中国顶峰装机容量年均增速约为4%[6]。相比之下，随着极端高温天气频发和空调使用增长，中国最高用电负荷快速上升，Wind数据显示“十三五”以来年均增速约为7%，显著高于顶峰装机容量增速（图表2）。

顶峰装机容量与最大负荷之间差距不断缩小，会降低电力系统实际备用率，进而影响电力供应安全。例如电规总院结合电力负荷和电源电网工程投产进度预计，2024年中国将有14个地区电力供需紧张[7]，电力保供压力仍然较大。与核电、水电、气电等其他支撑性电源相比，煤电的优势在于存量大、燃料成本低、安全可靠、受地形约束小等。

图表1：各类有偿调峰方式的单位发电成本

注：煤电深度调峰包括稳燃成本和煤耗率上升增加的燃煤成本，气电启停包括启停费用和相对煤电增加的燃料成本 资料来源: 卢洵等（2018）[8]，朱寰等（2021）[9]，中金研究院

图表2：中国最高负荷增速高于顶峰装机容量增速

资料来源：同花顺iFinD，Wind，中金研究院

总的来说，煤电的角色正逐渐从主力电源向支撑调节电源转变。煤电长期以来都是中国的主力电源，但随着风电光伏等新能源发电渗透率上升，煤电发电量占比逐渐下降。中电联数据显示，2012年中国煤电发电量占总发电量的73.9%[10]，到2022年这一数字已经降至58.4%[11]。我们认为，未来随着新型电力系统建设，风电光伏等新能源发电量占比将逐渐上升，煤电作为主力电源的角色或将逐渐弱化，作为支撑调节电源的角色有望逐渐强化。可以说煤电不仅是电力“压舱石”和基荷电源，更被赋予了调峰的角色以促进新能源消纳。换句话说，煤电将越来越多时间“备而不用”。

（二）电价机制转变“滞后”下煤电存在一定经营压力

与煤电角色快速转变相对应的，是中国电价机制转变的“滞后”，其表征是企业利润下滑。在2024年容量电价实施前，煤电企业收入主要为电量电费，其营业利润为电量电费扣减设备折旧费等固定成本和燃煤成本等可变成本（暂不考虑税费）。这可以表示为：

煤电企业营业利润

=电量电价×发电量-固定成本（折旧费、财务费等）-可变成本（燃煤成本、水费等）

=（电量电价-煤价×供电煤耗）×装机容量×利用小时数-固定成本-除燃煤外的其他可变成本

电价机制转变“滞后”下，煤电企业存在一定经营压力。一是由于电价无法传导煤价上升而导致的“煤电顶牛”，二是新能源渗透率上升导致煤电利用小时数下降，仅靠电量电费收入难以弥补固定成本。从收入和成本维度理解，第一个实际上是成本上升，第二个是收入下降。

一方面，“煤电顶牛”存在已久。燃煤成本占煤电企业成本的比重较高，煤价变动对煤电企业生产经营成本的影响大，从历史数据可以看出，煤电企业利润呈现与煤炭价格负相关的关系（图表3）。这意味着在过去的电价机制下，电价变化不能完全反映燃煤成本变化[12]，又称为“市场煤、计划电”，煤价上升往往会导致煤电企业利润下滑甚至亏损，这在2021年后尤为突出。

2021年后，全球经济复苏提高能源需求，叠加2022年俄乌冲突下全球能源供给冲击大幅提高煤炭等化石能源价格，部分煤电企业亏损明显。国资委数据显示，2021年中国火力发电业国有企业的营业利润率平均值近20年首次出现负值（-5.5%），且2022年仍为-1.3%，尚未扭亏为盈[13]。从这个角度讲，2021年来煤电矛盾可能是近20年来最典型的一次煤电矛盾。

图表3：由于电价成本传导不畅，煤价上升时煤电企业利润率下降

注：煤价为环渤海动力煤(5500K)综合平均价格。营业利润率=营业利润/营业收入。4家A股煤电上市公司选择华能国际、华电国际、大唐发电、国电电力，以营业收入为权重进行加权平均 资料来源: 同花顺iFinD，国资委，中金研究院

为进一步对煤电企业月度经营情况进行分析，我们估计了煤电企业的月度燃煤成本、固定成本、电量电价以及营业利润率变化[14]。月度分析结果显示，2021-2022年的绝大多数时间内，煤电企业的营业利润率为负，意味着电量电费收入不足以弥补总成本（图表4）。2020年后煤电上网电价从标杆电价改为“基准价+上下浮动”，浮动上限10%，但政策同时规定2020年暂不上浮，且直到2021年10月前大部分地区仍未上浮[15]，但煤价已经开始快速上升，煤电矛盾较为突出。在此背景下，2021年10月中旬国家发改委《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》将燃煤发电市场交易价格上浮限制从10%扩大至20%[16]，多省电价随之顶格上浮[17]，煤电企业得以短暂扭亏为盈。但2022年2月的俄乌冲突再次推高煤价，此时即使0.44元/千瓦时的顶格上浮电价（取各省平均基准价0.37元/千瓦时上浮20%）仍难以覆盖发电成本。2022年上半年，有超半数企业未能扭亏为盈[18]，2022年下半年仍有大面积亏损。

进入2023年，虽然煤价有所下降，但价格水平仍然处于高位，部分煤电企业尚未扭亏为盈。中金公司研究部测算[19]，2023上半年，中国五大电力央企的火电度电税前利润修复至0.5~2.8分，但仍有20%~30%亏损面（如大唐发电2Q23有60%~70%煤电厂亏损，华电国际6月末煤机亏损面33%），同时地方火电企业的度电利润分化态势明显，其中河南火电企业仍亏损4.9分。此外，即使盈利的煤电机组也大多难以覆盖累积亏损，同时资产负债率和杠杆也较高。

因此，2023年的大多时间，湖北、海南、云南等多个省份月度集中交易电价始终较燃煤标杆电价顶格上浮20%，江苏月度交易价也始终上浮超过15%，12月再次顶格上20%，反映出电价或仍有上涨需求[20]。

我们估计，全国平均来看，2023年煤电企业营业利润率约为6%，这与4家全国性煤电上市公司披露的数据较为接近[21]（图表5）。

图表4：煤电企业燃煤成本、固定成本与电量电价

资料来源：同花顺iFinD，中金研究院

图表5：4家全国性煤电上市公司营业利润率

注：2023年为前3季度 资料来源: 同花顺iFinD，中金研究院

另一方面，煤电机组利用小时数中枢下行，进而降低电量电费收入，导致固定成本难以完全通过电量电费来回收。新能源渗透率上升叠加煤电产能过剩，“十三五”期间煤电利用小时数已经有所下降，“十四五”以来虽然煤电供需关系紧张使得煤电利用小时数小幅提高，但仍低于2013年以前水平。根据中电联统计，中国火电设备平均利用小时已经从2013年前的5000小时左右下降到目前不超过4500小时。分区域来看，云南、青海等可再生能源大省的火电利用小时数更低（图表6）。

煤电利用小时数下降会导致煤电收益下滑，煤电机组也越来越难以通过电费收入来弥补固定成本，最终可能导致煤电企业亏损。从2023年上半年一些区域性煤电企业营业利润率来看，位于利用小时数更低的河南的煤电企业营业利润率约为-12%，亏损明显（图表7）。除河南外，云南随着水电发电量快速上升，省内火电设备利用小时数从2007年5014小时下降至2019年的2113小时[22]，导致云南国电宣威等火电厂即使在低煤价时也连年亏损[23]，最终破产时资产负债率超过400%。

图表6：各区域火电设备利用小时数

资料来源：同花顺iFinD，中金研究院

图表7：2023H1区域性煤电企业营业利润率

资料来源：同花顺iFinD，中金研究院

二、持续上升的“滞后”风险

展望未来，燃煤成本高位波动和利用小时数下降或将继续。如果电价机制不进行相应调整，煤电企业经营压力可能会越来越大，带来持续上升的“滞后”风险。

一方面，在当下中国碳市场以免费配额为主的背景下，燃煤成本主要与煤炭价格有关，但随着碳市场逐渐引入拍卖机制或者覆盖除电力外的其他行业，燃煤成本严格来说应该与煤炭价格和碳成本传导都有关系。因此虽然碳成本传导目前还不是煤电企业燃煤成本的主要矛盾，但我们也分别从煤炭价格和碳成本传导对未来进行展望。首先看煤炭价格，我们认为，在能源转型、俄乌冲突、生态环保和安全生产要求趋严等长期或短期因素的推动下，煤炭供给弹性有所下降，而需求侧仍有多重支撑，这种供需紧平衡格局或导致煤炭价格的高位波动。

从供给侧看，可以分为新建煤矿和存量煤矿两个视角去分析。首先是绿色转型抑制了新建煤矿投资积极性。IEA《世界能源投资2023》显示，全球绿色转型进程已对全球能源系统投资流向产生明显影响，相比于2019年，2023年全球能源投资更多流向可再生能源发电以及终端节能和电气化应用领域，化石能源发电和中上游油气开采投资下滑，煤炭开采投资仅小幅增加（图表8）。实际上，除中国和印度两大产煤国在近两年出于能源电力保供目的进行大量煤炭投资外，其余产煤国的煤炭投资仍然在绿色转型预期、金融与监管政策、企业股东分红和优化资本结构需求下保持谨慎，例如澳大利亚的煤炭开采投资在2022年高煤价下并未随之大幅上升，煤炭供给弹性明显下降（图表9）。

图表8：全球能源系统年度投资变动（2023年vs. 2019年）

资料来源：IEA，中金研究院

图表9：澳大利亚煤炭开采投资与煤价弹性下降

注：隐含投资为基于煤价与投资之间历史关系计算出的投资额减去实际投资额 资料来源: IEA，中金研究院

就中国而言，近两年煤炭投资和煤炭产量增速较高主要源于产能核增和煤矿复工等，实质是提升存量煤矿产能利用率，而非新建煤矿。而且，在矿山智能化、信息化和安监趋严等因素影响下，吨煤产能投资额大幅上升（2022年为2017年的约2.7倍）[24]，也是新增产能增速小于投资增速的重要原因。展望未来，随着中国存量煤矿产能利用率已经高位，继续扩产的潜力已经比较有限。例如，根据国家统计局数据，中国2023年1-10月原煤产量同比增速仅3.1%，远低于2022年和2021年的10.5%和5.7%。而且，由于新建煤矿的投资金额大且回收期长，在“双碳”目标影响下中国煤企建矿的积极性同样不足，部分煤企将现金流用于弥补累计亏损、降低资产负债率、向股东分红等，未来煤炭投资支出可能相对有限[25]。

此外，“十三五”开始煤炭行业推进供给侧结构性改革，煤炭行业集中度持续上升，提高煤企市场势力和议价能力。“十三五”时期关闭退出大量小煤矿，淘汰煤炭落后产能，并推进煤炭企业兼并重组，煤炭资源向大企业集中。根据华经产业研究院数据，2022年前十大煤企产量占比近53%，比2016年提高12个百分点[26]。我们认为，煤炭行业集中度持续上升提高头部煤企市场势力和议价能力，叠加前述供给弹性下降、安监趋严等因素，或将从供给侧对煤价形成支撑。

从需求侧看，未来煤炭需求仍受到极端天气频发、煤电调节可再生能源需求、中国经济温和复苏的多重支撑。首先，全球气候变化加剧、高温严寒干旱等极端天气频发，带来制冷和南方供暖需求上升，提高对煤电等支撑性电源的需求。其次，近年来大规模建设风电、光伏等其他替代性电源，但其波动性和系统成本较高，在当前技术经济条件下，可靠性、灵活性电源还需大量由煤电承担[27]，因此大型风电光伏基地往往配套煤电灵活性改造。最后，随着未来中国经济温和复苏，钢铁、化工等行业用煤提升也支撑了煤炭需求。中金公司研究部大宗组预测，2024年中国动力煤市场价中枢或有所回升，四个季度分别为950、900、1050、1000元/吨[28]。

对于碳成本，随着碳减排进程的逐步推进，碳成本传导会进一步提高煤电企业燃煤成本。中国能源电力结构以煤炭、煤电为主，CEADs数据库显示电力行业碳排放占比超过40%，是碳减排和实现“双碳”目标的关键领域。目前全国碳市场的碳价格约为70元/吨（截至2023年11月），由于碳排放配额分配以免费分配为主，火电企业的碳成本尚且不高。但如果未来免费配额逐渐退出，假设碳配额拍卖比例为10%，根据单位火力发电量二氧化碳排放为832克/千瓦时计算[29]，火电企业碳成本约为0.006元/千瓦时，占各省平均煤电上网电价基准价0.37元/千瓦时的比重超过1.5%。更何况随着未来碳配额收紧和拍卖比例上升，在其他条件不变的情况下，碳价格也会上升，因此煤电企业可能会受到碳成本传导比例上升和碳价格上升的双重压力。

长期来看，若电价无法及时反映碳成本变动，或无法实现碳市场和电力市场协同，要么会导致中国碳市场免费配额的逐渐退出受到掣肘，进而阻碍碳市场这一高效减排工具在绿色转型过程中的使用；要么不能向下游传导的碳成本会进一步加重煤电企业的经营压力，煤电企业难以承担环境外部性内部化带来的成本。而历史上，脱硫、脱硝、除尘以及超低排放电价等环保电价均是通过传导给下游用户进行承担，来促进燃煤发电机组减少二氧化硫、氮氧化物、烟粉尘等大气污染物排放的[30]。

另一方面，随着中国风电光伏渗透率继续上升，未来煤电利用小时数或将快速下降。国内外历史数据显示，当风电光伏发电量占比超过15%左右时，火电利用小时数往往会快速下降（图表10）。而2023年中国风电光伏发电量占全社会用电量比重突破15%，意味着未来火电利用小时数可能要进入快速下降区间，有研究预测2030年或降至约4000小时，2060年降至1500小时左右[31]。换句话讲，虽然煤电发电量占比因风光渗透率上升而下降，但短期内煤电机组不能大量快速地退役，仍需满足不断增长的尖峰负荷，即“增容控量”，这意味着煤电产能利用率和发电小时数下降。因此，在其他条件不变的情况下，煤电企业的电量电费收入或将快速下滑，对煤电经营造成压力。

图表10：当风电光伏发电量占比超过15%左右时，火电利用小时数往往会快速下降

资料来源：环球印象投资分析德国事业部，IEA，国家统计局，同花顺iFinD，中金研究院

总的来说，煤电是新型电力系统中重要的支撑调节电源，但由于燃煤成本高位波动和利用小时数下降，煤电企业的经营压力不断上升，亟需在新形势下完善电价机制，以发挥煤电在新型电力系统中的支撑调节价值。

三、保障合理利润的新电价机制

近年来由于煤电企业经营困难，出现了许多呼吁完善电价机制以保障煤电企业获得合理利润的声音，但煤电企业的合理利润水平究竟是多少，仍然是在分析电价机制时难以避免且值得深入探讨的关键问题。我们认为，回答这一问题首先要回到微观层面，剖析煤电企业的生产经营决策行为[32]。

（一）利润水平决定转型能力

对于煤电企业来说，不同的电价机制会影响煤电企业的收入，收入减去燃煤成本、设备折旧等生产经营成本之后得到息税前利润（EBIT），那么问题的关键就在于如何确定合理的息税前利润水平。一个最直观的想法就是，息税前利润至少应该不能小于0，即煤电企业收入至少应能覆盖生产经营成本。从前文分析来看，2021年后部分煤电企业存在亏损，意味着当时的电价机制下收入难以完全覆盖生产经营成本。

但零息税前利润其实也不是一个合理水平，因为企业经营还要考虑资本成本的问题[33]。资本成本包括债权资本成本和股权资本成本，企业的加权平均资本成本=股权资本收益率×（1-资产负债率）+债权资本成本×资产负债率（为与后文公用事业定价的准许收益率对应，暂不考虑税率）。

债权资本成本是企业要对银行贷款或发行的企业债券支付利息，比如2023年12月1年期贷款市场报价利率（LPR）为3.45%。股权资本成本则是企业股东的要求回报率，可以进一步分为无风险收益率（如2023年12月10年期国债收益率约为2.6%）与风险溢价之和。

因此，息税前利润在扣除所得税等流向政府部门的税费之后得到的息前税后利润，就是债权人和股东两大投资者投入企业的资本所获得的总回报。

在一定程度上，资本成本可以看作企业实际收益率（严格来说是资本回报率，即息前税后利润除以股权资本与债权资本之和）的最低要求。若实际收益率低于资本成本，意味着企业的生产经营活动实际上没有为股东和债权人创造增量价值。

需要说明的是，对于新兴高成长性行业，在发展初期企业牺牲利润率去获取市场份额和追求未来的高利润也是常态，但对于煤电这类成熟性行业，高速增长时期已过，实际收益率能否超过资本成本仍然是判断煤电企业能否可持续经营的一个关键指标。

那么，等于资本成本的收益率是否为合理收益水平？若实际收益率超过资本成本，意味着企业为股东和债权人创造了增量价值，扣除债务和股权成本后的剩余利润也被称为经济增加值（EVA）[34]。现实中，经济增加值也已经成为中国对央企负责人经营业绩考核的重点指标之一，其计算公式就是投入资本乘以资本回报率与资本成本之差[35]。因此，合理的收益率水平应该考虑扣除资本成本后剩余利润的用途，而剩余利润的主要用途就是满足新增投资需求去扩大再生产。

从理论上讲，若实际收益率超过资本成本，意味着企业生产经营具有经济性，且实际收益率与资本成本之差越高，企业新增投资去扩大生产经营的积极性也越高。这和企业投资决策理论中的现金流理论类似，即企业现金流状况是影响投资行为的决定性因素，两者存在显著的正相关关系[36]，而长期来看企业利润水平又是现金流的基础。

因此，我们认为，能满足煤电企业新增投资需求的收益率才是合理收益水平，其原则就是高收益率与高投资增速相匹配，低收益率与低投资增速相匹配。

图表11：利润水平决定转型能力

资料来源：中金研究院

综上所述，我们可以从三个层次探讨煤电企业的合理收益水平。第一个层次就是煤电企业收入（主要为电量电费和容量电费）能否补偿燃煤成本、机组折旧等生产经营成本，若能补偿，结果就是息税前利润>0，意味着煤电企业生产经营活动在短期仍然是有利可图的，否则，煤电企业可能会因亏损停产甚至破产[37]（图表11）。

第二个层次就是煤电企业的实际资本收益率能否补偿资本成本，若能补偿，结果就是收益率>资本成本，意味着投资煤电的收益能补偿机会成本，煤电企业有意愿维持长期生产经营，否则煤电对于投资者来说可能并不是一个“好生意”，投资者可能会逐渐退出煤电业务。

第三个层次是收益率水平（或收益率与资本成本之差）的高低要匹配新增投资需求的高低。若未来煤电企业有较高的新增投资需求，那么一个相对较高的收益率可能才是合理的，此时一个能让煤电企业获得较高收益率的电价机制才是合理的。若未来煤电企业新增投资需求不高，甚至为实现双碳目标需要减量发展，那么一个相对较低的收益率以及相应电价机制可能才是合理的。因此，煤电企业合理收益以及电价机制的问题，实质上是煤电未来应该如何发展、以及发展节奏的问题。

换句话讲，对煤电企业合理利润水平的讨论意味着，利润水平实际上是煤电企业转型能力的决定性因素。若煤电企业处于度电亏损的状态，发电积极性会下滑，进而会限制煤电企业投资新增煤电机组的能力。我们认为，只有给予煤电企业足以匹配其转型需求的合理利润水平，才能促进煤电在新型能源系统中发挥支撑调节价值。

（二）从装机增长到类公用事业

只有先确定煤电未来的发展方向和发展节奏，才能确定煤电企业的合理收益以及保障煤电企业获得合理收益的电价机制。如前文分析，在目前的技术条件下，短期内煤电仍然是中国电力系统中支撑调节电源的现实选择。特别是为了保证电力供应安全，电力系统还需要煤电提供顶峰发电容量，短期内煤电装机容量可能还得增加以应对尖峰负荷的快速增长。我们大致可将中国实现碳达峰目标之前认为是煤电装机容量增长阶段。在此阶段，煤电企业不仅需要维持存量机组生存，还需要合理的利润水平去实现新增煤电投资，这一因素应纳入电价机制设计中统筹考虑。

中国碳排放达峰并逐渐迈向碳中和目标后，我们认为随着其他支撑调节电源快速发展、老旧煤电机组逐渐退役，煤电装机容量将不断下降。因此，煤电达峰后的新增煤电投资需求较小，煤电机组越来越多时间“备而不用”，此时合理的利润水平将逐渐趋近于资本成本，电价机制设计目标是维持现有煤电机组生存，甚至可能需要对标行业先进设定电价以淘汰部分落后机组。这种利润率趋近于资本成本的定价模式类似于供水供热供电等公用事业的定价模式，我们可以称这一阶段为煤电的类公用事业阶段。

总的来说，以煤电装机达峰为界限，煤电可能要经历从装机容量增长阶段到类公用事业阶段的转变，合理的利润率水平则与煤电两个发展阶段相对应。在装机容量增长阶段，煤电企业需要获得能满足装机增速的合理利润水平（图表12）。进入类公用事业阶段，煤电企业的合理利润率水平逐渐向资本成本趋近。随着煤电企业的收入结构中容量电价占比、成本结构中固定成本占比均逐渐上升，其结果就是经营风险下降，煤电的行业特征逐渐从周期性特征向公用事业转变。与之相匹配的，利润率也从过去较高但波动较大向较低但更加稳定的模式转变。

图表12：煤电从装机增长阶段到类公用事业阶段

资料来源：中金研究院

通过设定高利润率去促进高投资增速的政策思想在现实中是实际存在的。以中国对公用事业产品的定价为例，公用事业往往具有自然垄断属性，受政府监管，由政府定价。各公用事业的定价有共同的特点，但也存在一些差异（图表13）。

从输配气价、输配电价、供水和供热价格来看，其定价模式都是“准许成本加合理收益”，即准许收入=准许成本+准许收益+税金，其中准许收益=有效资产（包括固定资产、无形资产和营运资本）×准许收益率。但是在准许收益率的确定上却存在较大差异。对于输配电价、供水和供热价格，其准许收益率的确定思路均为补偿资本成本，只是在债务和权益资本收益率确定方面存在一些差异。我们估计输配电价的准许收益率约为3%，而供水和供热的准许收益率最高在5%左右。相比之下，输配气价的准许收益率则显得高得多，比如输气环节准许收益率为8%，配气环节和LNG气化费的准许收益率最高可达7%和8%，均大幅高于输配电价、供水和供热价格。

图表13：中国对公用事业的定价模式和准许收益率

注：LPR取3.45%，贷款基准利率取4.35%，10年期国债收益率取2.6% 资料来源: 国家发改委，国家电网，同花顺iFinD，中金研究院

为何会存在输配气价准许收益率更高的现象？我们认为这可能体现了高收益率鼓励高速投资的政策导向。天然气是低碳清洁的化石能源，但中国天然气对外依赖度高（近几年超过40%），天然气管网和储气等基础设施也需要进一步完善[38]，因此《产业结构调整指导目录（2023年本，征求意见稿）》中将天然气开采和管网建设列为政府鼓励类产业[39]。然而，相比水务、供热等行业，天然气基础设施完善度和渗透率仍然较低，未来管道投资建设需求高，故设定更高的收益率（或收益率上限）有助于提高企业对天然气基础设施投资的积极性，促进天然气产业发展[40]。

另一个高收益率促进高投资增速的例子是抽水蓄能电站。根据2021年《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》[41]，在电力现货市场尚未运行的地方，抽水电价按燃煤发电基准价的75%执行，上网电价按燃煤发电基准价执行，考虑到抽蓄运行效率一般为75%（即“抽四发三”），且年利用小时数在1200小时左右，因此抽水蓄能电站的收入以容量电价为主。目前，抽水蓄能容量电价的资本金内部收益率按6.5%核定，这一水平高出当前10年期国债收益率近4个百分点，从而提升了企业特别是非电网投资主体对抽水蓄能电站的投资积极性[42]。

（三）新电价机制

基于上述分析，我们可以定义新电价机制为保障煤电企业获得合理利润水平的电价机制，而合理利润水平的多少又与煤电发展阶段和盈利模式有关。随着未来煤电从装机增长阶段向类公用事业阶段转型，合理利润水平以及电价机制也从促进投资向维持经营转变。下面，我们试图定量估算两个阶段煤电的合理利润。

分析装机增长阶段的合理利润率需要知道这个阶段的煤电装机增速，因为合理利润取决于在该阶段以多快的节奏形成多大的投资规模，即投资增速，而投资增速主要取决于新增装机增速。

回顾历史，我们发现煤电装机增速可能主要取决于三个因素：考虑需求侧响应的最大负荷增速、气电核电等其他支撑性电源增速、电力系统备用率。自2014年开始，中国用电量增速以及最大负荷增速相比过去均有所下滑，但煤电规划建设规模仍然较大，电力供需总体宽松的结果就是煤电利用小时数大幅下降和煤电产能过剩风险。对此，中国2016年《关于促进我国煤电有序发展的通知》提出要促进煤电有序发展，严控各地新增煤电装机规模[43]。从数据来看，“十三五”时期新核准煤电装机容量逐渐降至低位（图表14），煤电装机容量增速也从“十二五”时期的约7%降至4%左右（图表15）。与此同时，在其他支撑性电源方面，受益于气价下行，“十三五”时期对气电发展前景较为乐观，因此当时市场对于2030年煤电装机容量的预测普遍较低。

图表14：中国新核准煤电装机容量

资料来源：绿色和平，中金研究院

图表15：中国煤电装机容量与增速

资料来源：同花顺iFinD，中金研究院

然而，“十四五”以来，煤电供需宽松的形势似乎发生了逆转。原因包括2021年中国经济复苏拉动全社会用电量增速超10%[44]，叠加极端天气下最大负荷快速增长以及其他支撑性电源出力不及预期。例如，因气价高位2022年发电用气历史首次出现负增长[45]，2022年夏季西南地区缺水导致水电出力不足等，电力供需缺口进而导致了多个区域限电。在此背景下，电力保供、能源转型“先立后破”的重要性不断提高，“十四五”时期煤电装机核准量快速上升，火电投资额也呈现高速增长态势（图表16）。

图表16：中国火电投资完成额及其增速

资料来源：同花顺iFinD，中金研究院

图表17：满足中国最大负荷增长的各类可用资源

资料来源: 中电联，水电总院，国家能源局，同花顺iFinD，中金研究院

我们基于电力平衡法分析未来需要的煤电装机容量。具体流程是，首先确定考虑需求侧响应的最大负荷，然后确定气电、核电等其他支撑性电源装机容量，最后设定电力系统备用率，剩余电力缺口由煤电满足，即可倒推出电力系统所需要的煤电装机容量。

对于最大负荷增速，随着未来第三产业和居民用电占比不断上升，空调和采暖负荷会推高夏季和冬季的尖峰负荷，叠加极端天气频发，最大负荷增速可能较高。我们采用中电联的预测，设定2025年、2030年中国最大负荷为16.3亿千瓦、20.1亿千瓦，“十四五”、“十五五”期间年均增速分别为5.1%、4.3%[46]。对于需求侧响应，综合考虑工业、楼宇、居民等可调节负荷特性，我们预计2025年、2030年中国可调节资源潜力为8300万千瓦、1.3亿千瓦左右，占最大负荷的比例约为5.1%、6.6%[47]。

对于气电、核电等其他支撑性电源装机容量增速，影响各电源发展的因素有所不同。气电调峰速度快、幅度大、碳排放强度低，是良好的灵活调节性电源，但中国天然气资源相对有限，叠加俄乌冲突后全球能源危机影响，较高的燃气成本制约了气电的快速发展。

我们参考中电联预测，2025年、2030年气电装机容量分别达到1.5亿千瓦、2.35亿千瓦[48]。核电是一种清洁能源且发电成本较低，但应在确保安全的前提下有序发展，《“十四五”现代能源体系规划》提出，到2025年核电运行装机容量达到7000万千瓦左右，2030年核电装机参考中核集团预测为1.1亿千瓦[49]。

水电兼具基础保障和灵活调节两大系统稀缺价值，但优质厂址逐渐成为稀缺资源，根据《2030年前碳达峰行动方案》估算，2025年、2030年常规水电装机容量约为3.8、4.2亿千瓦[50]；抽水蓄能装机容量参考水电水利规划设计总院，设定2025年、2030年规模为6200万千瓦、1.7亿千瓦[51]。2025年风电装机容量参考中金风光公用环保组预测设定为5.81亿千瓦[52]、2030年参考《风能北京宣言》设定为8亿千瓦[53]。假设除煤电、气电外的其他火电装机容量保持1.1亿千瓦不变，设定核电、抽蓄、火电、常规水电、风电的受阻系数为0%、0%、6%、40%、95%（假设光伏100%受阻），计算各支撑性电源顶峰装机容量。

对于电力系统备用率，实际上是对供电安全和经济性的权衡。若备用容量过少，电力系统难以承受较大的供需冲击，影响电力供应安全和稳定性；若备用容量过多，电力设备利用率低，电力系统运行成本增加、经济性降低。对电力系统备用率究竟应该如何设置，目前存在不同看法。例如，《电网调度管理条例实施办法》提出，负荷备用、事故备用和检修备用容量一般为最大发电负荷的2%~5%、10%、8%~15%，总备用容量不宜低于最大发电负荷的20%[54]。而国家能源局对各省设置的电力系统合理备用率大多在12%~15%（海南为20%）[55]，但从近年来用电高峰时期电力供需紧张的现实情况来看，这一备用率似乎是不足的。

综合来看，我们认为在极端天气频发、制造业电气化率上升的背景下，保障供电安全的重要性在上升，同时高附加值设备制造业占比上升意味着对供电经济性敏感度下降，因此我们假设20%的电力系统备用率进行计算。

在上述假设和边界条件下，我们估算中国煤电装机容量在2025年、2030年需达到13亿千瓦、14.4亿千瓦，对应“十四五”时期后三年、“十五五”时期的煤电装机增速分别为5%和2.1%（图表17）。需要说明的是，这一数字并非是对未来中国实际煤电装机容量的预测，而是为满足电力系统备用率所测算的理论煤电装机情况。与已有研究比较，这一数字和孙宝东等人的研究结果较为接近，但高于中电联预测2025年、2030年的12.3和12.6亿千瓦[56]。

那么，满足上述煤电装机容量增长的利润水平是多少？理论上讲，我们需要通过每年新增装机量确定每年新增投资需求，再在此基础上确定企业大致需要获得什么样的利润水平才能形成相匹配的投资能力。为简化估算，我们利用历史数据呈现出来的煤电企业营业利润率大约是煤电装机增速2~5倍的量化关系进行简单外推（图表18）。为满足“十四五”时期后三年的煤电装机增速5%，煤电企业的营业利润率可能需要达到10%，这一营业利润率水平和“十三五”时期较为接近。而“十三五”时期煤电在供大于求和产能过剩背景下经历了去产能，煤电装机增速约4%。换句话说， “十四五”时期后三年，我们认为保持煤电营业利润率水平至少等于“十三五”时期是相对合理的。

图表18：中国煤电营业利润率与装机增速

资料来源：同花顺iFinD，中金研究院

图表19：中国煤电度电利润与度电投资

资料来源：同花顺iFinD，中金研究院

营业利润率10%对应煤电度电利润水平（税前，下同）约为0.04元/千瓦时，同样接近于“十三五”时期均值。而且在这种情况下，煤电度电投资与度电利润之比也能回到“十三五”时期的平均水平40%（图表19）。度电投资与度电利润之比可以衡量煤电企业使用多少自有利润满足投资，这一指标若大于1意味着企业使用新增融资或往年累积利润进行投资，若小于1意味着企业可将剩余利润用于偿还债务、股东分红、以及留存来应对未来不确定性或投资机会。

从实际情况看，度电投资与度电利润之比在“十三五”时期均值为40%，但在2023年上半年达到接近80%的水平，意味着与过去相比，这一利润水平可能难以维持煤电企业近年来的高投资增速。原因在于，煤电度电利润较低（2023年上半年为0.017元/千瓦时），而度电投资（使用火电投资额除以火力发电量得到）较高，从2020的0.011元/千瓦时回升至0.015元/千瓦时。

因此，考虑到2023年前11个月火电电源工程投资完成额为835亿元（同比增长约13%），假设“十四五”后三年年均火电投资额为1000亿元，0.04元/千瓦时的度电利润可以让度电投资与度电利润之比维持在“十三五”时期40%的水平，和前文结论一致。

到“十五五”时期，煤电装机增速降低至2.1%但仍然为正，此时煤电企业的营业利润率的合理区间或在4%~10%之间。但还需考虑这一盈利水平能否超过资本成本。对照前述公用事业定价模式，还需要对比有效资产收益率和资本成本的大小关系。由于华能国际、华电国际、大唐发电、国电电力4家煤电企业的营业收入/有效资产（即固定资产、无形资产和营运资本之和）在1左右，因此可以认为有效资产收益率约等于营业利润率。对于资本成本，假设债务资本成本取一年期贷款市场报价利率（LPR）3.45%，股权资本成本取2013~2020年火电国企净资产收益率均值3.8%，资产负债率取2022年火电国企资产负债率71%，则资本成本为3.6%，因此煤电企业合理营业利润率区间高于这一水平。

因此，2021年后煤电企业从亏损经营到微利经营，其实际营业利润率没有达到匹配装机容量增速的合理水平。那么，中国在2024年引入煤电容量电价机制后，能否缓解这一现象？我们认为需要综合考虑影响煤电企业利润主要因素，包括煤价、电量电价、容量电价和利用小时，我们分析了上述因素对煤电企业营业利润率的影响（图表20）。因此，若2024年市场煤价降至900元/吨，叠加容量电价折算度电补偿0.022元/千瓦时，且保持利用小时数不变，那么电量电价上浮15%时煤电企业营业利润率达到10%。换句话说，2024年引入容量电价机制后，煤电企业利润率有望回到匹配装机增速的合理区间。

例如，江苏2024年年度交易电价较燃煤标杆电价上浮15.8%，叠加容量电价补偿100元/千瓦后，相当于总电价上浮21.6%[57]。我们认为这一高于预期的结果原因在于，在江苏电力供需偏紧、燃料成本高位的背景下，煤电企业仍有盈利修复的需求，毕竟2023年江苏年度和多月交易电价接近或达到20%的顶格上浮，意味着过去的单一电量电价机制实际上限制了煤电企业的盈利空间。但需要说明的是，煤电电量电价还会受到电力市场结构和发电主体报价行为的影响。从发电企业角度考虑，固定成本已经成为沉没成本，所以在点火价差（电价与燃煤成本之差）为正的情况下发电的边际收益为正，企业倾向于多发电以摊薄固定成本，特别是在发电主体竞争激烈时可能出现踩踏式报价现象。相反，部分地区寡头垄断的电力市场结构则可能出现报价过高的现象。

图表20：煤电企业营业利润率的敏感性分析

资料来源：同花顺iFinD，中金研究院

当煤电行业发展到类公用事业阶段，煤电企业的合理利润率向资本成本趋近。如前所述，资本成本为债权资本成本和股权资本成本的加权平均，其中债权资本成本主要与银行贷款利率、企业债券收益率等融资成本有关，股权资本成本可以分为无风险利率（如10年期国债收益率）和风险溢价两部分。中金固收组认为，理论上来说，中长期来看，利率走势应该与长期名义经济增速相匹配，随着中国房地产市场逐步走弱和增长中枢下移，未来利率中枢有望趋势下行[58]。另一方面，随着煤电企业经营风险随容量电费占比上升而下降，低经营风险意味着低风险溢价，也意味着低利润率。因此，虽然我们估计目前煤电企业资本成本约为3.6%，但由于利率中枢下行和风险溢价下降等原因，未来煤电企业资本成本以及合理利润率可能也会随之下行。

（四）对工商业用户影响几何？

新电价机制旨在让煤电企业获得匹配其不同发展阶段的合理利润，使电力系统备用率保持在合理水平，这能有效降低工商业用户的停电风险。一项研究发现，一些工业用户愿意支付更高的电价来避免停电，原因就是电力短缺造成的经济成本太高[59]。拉闸限电不仅会造成停工停产和收入损失，还会导致要素闲置、设备材料损坏、重新启动等更复杂的成本上升。这意味着许多工商业用户宁可承担更高的电价以保证电力供给和生产经营稳定，也不愿意承担停电的风险和经济成本。

我们估计了停电对各工业行业的影响程度。停电对各工业行业的影响程度主要与两个因素有关，一是停电的经济损失，衡量指标为单位用电量的利润水平，该指标越高，意味着停电的利润损失越大；二是电力占能源消费结构的比重，该指标越大，意味着可能越难以使用其他能源替代电力，停电的负面影响也就越大。

结果显示，所有工业行业的停电利润损失均大于0.6元/千瓦时左右的工业电价水平[60]，各行业平均停电利润损失为2.3元/千瓦时，是电价水平的近4倍（图表21）。其中，耗电大户金属冶炼业的单位用电量利润较低（0.8元/千瓦时），仪器仪表制造业的单位用电量利润较高（10.8元/千瓦时），同时电力消费占比较高，意味着停电的影响更大。所以，对于仪器仪表、电气机械、纺织服装等行业来说，停电的经济损失可能远远大于用电成本。

图表21：停电对各工业行业的影响

资料来源：2020年中国投入产出表，同花顺iFinD，中金研究院

未来，随着国民经济发展和电气化率上升，稳定的电力供应是保障工业经济平稳健康发展的必要前提。随着能耗双控政策的持续推进，未来中国单位能耗产生的GDP将进一步上升，即GDP的增长越来越不依靠消耗更多的能源，意味着GDP增长对用能成本波动的敏感度下降。从能源结构看，未来电气化水平不断提高，电力消费占终端能源消费比例上升（图表22）。然而，相比于煤油气等其他终端能源消费品种，确保电力供应稳定性（特别是高比例可再生能源的电力系统中）的难度更大，这意味国民经济对电力供应稳定性更加敏感，工商业用户有更强意愿去保证电力供给的安全稳定。

特别是，中国已经进入工业化后期阶段，未来随着产业结构优化调整，我们认为中国制造业将从高耗能产业向技术密集型的设备制造业转变，而设备制造业属于电耗强度低、但能源结构中用电占比高的行业（图表23）。电耗强度低意味着电价波动对设备制造业生产成本的影响有限，但用电结构占比高意味着没有其他替代能源来替代电力，停电则会导致十分负面的影响。即使是对于高耗能、高耗电产业，过去20年其产品附加值与过去相比也在不断提高，且随着能效提升，用电成本在成本结构中的比重也不断下降，意味着受电价波动的影响相比过去更弱。因此我们认为，对中国来说，通过提高长期容量充裕度进而降低工商业用户停电风险的作用将愈发重要。

图表22：中国电气化率提升

注：电气化率为使用电热当量法计算的电能占终端能源消费比重 资料来源: 国家统计局，中电联，中金研究院

图表23：各行业的用电成本占总成本比重与占用能成本比重

资料来源：2020年中国投入产出表，中金研究院

四、迈向新电价机制之路

从以上分析可知，新电价机制需要适应不断演进的煤电转型进程，使得煤电企业的利润率与行业发展阶段的主要任务相匹配。落在操作层面上，迈向新电价机制之路就是需重点完善电量电价和容量电价机制，让电量电价主要反映燃煤成本变化和电力市场供需，容量电价则回收煤电机组一定比例的固定成本，进而让煤电企业获得合理利润。下面，我们将分别对新电价机制下的电量电价和容量电价进行探讨。

（一）构建灵活反映煤电供需的电量电价机制

电量电费仍是短期内煤电企业的主要收入来源。目前，煤电企业收入主要包括电量电费、容量电费和辅助服务费用三项。其中辅助服务费用占比较小，根据国家能源局公布的数据，2023年上半年中国电力辅助服务费用共278亿元，占上网电费比重的1.9%[61]，而国际成熟电力市场上辅助服务费用占比大多在3%~5%[62]。相比于辅助服务费用，电量电费和容量电费占煤电企业收入的绝大部分，特别是电量电价在短期内仍将占据主导。例如，若煤电利用小时数不变，2024~2025年容量电价100元/千瓦折算度电价格为0.022元/千瓦时，2026年容量电价165元/千瓦折算度电价格为0.036元/千瓦时，分别占电量电价基准值0.37元/千瓦时的6%和10%左右。

中长期交易是煤电企业主要的电量电费收入来源。目前中国电能量市场以中长期交易为主、现货交易为辅，中国电力现货交易规则允许10%的年用电量通过现货交易，实际中现货交易电量占比约5%~6%[63]。而煤电中长期交易是电力保供稳价的“压舱石”和“稳定器”，因此交易价格受到严格控制以稳定用电成本。目前中国煤电中长期交易价格以各省燃煤发电标杆上网电价为基准价，上下浮动幅度不超过20%（高耗能用户除外）。

展望未来，电量电价机制的目标是灵活反映煤电供需，首先需要分析影响电量电价的供给侧和需求侧因素。具体来说，煤电供给的可变成本主要为燃煤成本，如前文判断，未来燃煤成本的波动性会上升（图表24）。供电固定成本包括设备折旧、运营维护等，但容量电价出台后，电量电价只需补偿除容量电价之外的固定成本，这会随着容量电价补偿力度上升而下降。对于煤电需求，未来中国经济增长和电气化率上升提高总电力需求，同时新能源发电量也会快速上升，但极端天气频发背景下水电和新能源出力波动性，对煤电需求的波动性也有所上升。

我们认为，结合供给侧和需求侧因素，电量电价或将出现两大趋势性变化。一是电量电价波动区间将有所扩大，目前20%的波动上下限能否充分反映煤电供需变化仍然存疑。但从近两年中国多地市场交易电价顶格上浮的事实来看，20%的电价波动幅度限制似乎是不够的（图表25）。二是电量电价波动中枢将有所下移，这主要与电量电价所需要弥补的固定成本下降有关。虽然碳成本上升也会提高固定成本，但短期内碳市场收紧的步伐大概率滞后于容量电价。

图表24：影响电量电价的供给和需求因素

资料来源：中金研究院

图表25：电能量市场上电量电价变化

资料来源：中金研究院

构建灵活反映煤电供需的电量电价机制，关键就是要适应未来电量电价波动区间扩大和波动中枢下移这两大趋势性变化，由此产生三种理论上的电量电价改革方案（图表26）。

图表26：适应电量电价两大趋势性变化的电量电价改革方案

注：反映煤指燃煤成本波动，反映电指煤电需求波动，反映中枢指更少补偿固定成本带来的中枢下降 资料来源: 中金研究院

方案一是保持电量电价基准价不变，并逐渐扩大电价浮动范围，去适应燃煤成本和电力需求波动性上升以及供电成本中枢下移。此方案可能存在的问题是电价波动幅度较大，以及部分地区煤电企业数量较少，可能存在较高的市场势力和垄断抬价风险。现实中，从各地区2024年电力中长期年度交易相关政策文件看，大多数地区保持了基准价不变。

方案二是降低煤电基准价以反映容量电价能补偿的固定成本，同时扩大电价浮动范围以反映更高的燃煤成本和电力需求波动性。此方案由于下调了煤电基准价这一电力市场的价格之锚，可能导致新能源交易电价中枢下降，阻碍新能源投资积极性。现实中，广东曾在《关于征求广东电力市场2024年电能量零售交易及绿电零售交易合同范本意见》中计划将煤电交易市场参考价将从0.463元/千瓦时降至0.442元/千瓦时，20%的上下浮动范围未变，即价格浮动上限从0.554元/千瓦时降至0.533元/千瓦时[64]，即将容量电费折算的度电价格从电量电价中剔除，以保持电量电价与容量电价之和的最高值不变[65]。同样保持电量电价与容量电价之和的最高值不变的地区还有宁夏和湖北等，虽未直接调整煤电基准价和浮动范围，但要求煤电中长期交易电量电价与容量电价之和在基准电价基础上上下浮动不超过20%[66]，这是一种不修改煤电基准价但仍固定总电价最高值的变通做法。

方案三是设置煤电联动机制，让煤电基准价同时反映燃煤成本变动和需补偿固定成本下降，电价浮动范围只需要小幅扩大以反映煤电需求波动性即可。如中电联曾指出，在“基准价+上下浮动”的电量电价机制下，基准价应该更多地反映燃煤发电成本变化导致的电价趋势性变化，而浮动机制主要体现电力供需变化导致的电价波动性变化，因此建议建立煤电基准价联动机制，并试点放宽煤电中长期交易价格上下浮动20%的限制[67]。从实际情况看，2019年来煤电基准价未曾调整但煤价上升，在未来燃煤成本高位波动的背景下，将煤电基准价和煤价进行联动有其合理性。但此方案可能的问题在于执行层面，即联动机制能否顺畅执行。而且若由政府去设定煤电联动规则，那么市场在提高资源配置效率中的角色可能因此受限。与方案三类似的实践是《浙江省电力中长期交易规则（2023年修订版）》中提出的，“考虑燃料生产成本变化，购售双方在中长期合同中设立交易电价与燃料价格挂钩联动条款，引导形成交易电价随燃料价格变化合理浮动机制”。

总的来看，三种方案差异较大而且各有利弊。从煤电企业收入的角度，假设短期内电价浮动比例保持20%不变，采取方案一实际上提高了煤电企业收入上限，方案二则在一定程度上保障了煤电企业收入上限与容量电价出台前保持不变，方案三则将煤电企业收入与煤价挂钩，实质是保持煤电企业利润的相对稳定。从下游工商业用户来看，若煤价有所下降，方案二和方案三更能保证这一红利顺利传导至工商业用户，而方案一可能存在少数煤电企业的垄断性抬价现象，特别是在有研究发现大多数省级发电侧市场集中度仍高的背景下[68]。如前文所述，部分省份基于对2024年煤价的降价预期，其电价设计原则类似方案二和方案三，实质上是对下游工商业用户用电成本的保护。但若煤价上涨，方案二更能帮助工商业用电成本避免大幅上升，但会把煤价成本压力淤积在煤电企业内部，方案三则更多地把煤价上升传导给用户。我们认为，方案一对电价的干预更少，长期来看更加符合电价市场化改革的方向，但需同步加强对煤电企业报价行为的监管。

（二）统筹设计容量电价机制与现货市场

如前文所述，水风光等清洁能源发电受自然条件影响大，容易因来水偏少、光照或风力不足等原因导致出力减少，仍然需要煤电承担保供责任。例如，2022年夏季的高温干旱导致中国西南地区水电出力不足，被迫拉闸限电；2021年夏季北欧风速下降，英国当年2季度风力发电量同比下降14%，导致电价飙升[69]。因此在高波动性、随机性新能源为主的新型电力系统中，煤电保供变得更加重要。

从煤电保供收益的角度讲，现货市场和容量电价机制是相互补充的关系，两者应该统筹考虑和设计。在电力保供压力上升的背景下，目前煤电在电力供需紧张时的保供收益主要来自现货交易和容量电价。在现货市场上，在电力供需紧张时，通过短时高电价来鼓励燃煤机组顶峰发电，挖掘其保供潜力；在新能源大发时，通过短时低电价压降煤电出力、提升新能源消纳能力。而容量电价可以直接补偿煤电机组的固定成本（如设备折旧、人工费、财务费、运营维护费等），激励煤电企业的新建投资，以保障尖峰负荷时期的电力供应安全。因此，与电力现货市场能给煤电机组在日内、多日等时间尺度上的顶峰发电和保供提供收益不同，容量电价旨在保障月度、季度、年度等更长时间尺度的系统充裕度。

容量电价与现货市场的设计可能存在多种组合方式，核心是对供电安全与经济性的权衡。具体来说，目前中国国家层面的容量电价与现货市场组合为“部分容量成本补偿+成本型电力现货市场”（图表27），即容量补偿30%~50%的固定成本，同时对电力现货市场设定1.5元/千瓦时的价格上限，这一水平能覆盖燃煤成本但也不至于过高影响系统经济性。

图表27：容量电价与现货市场的可能组合

资料来源：陈大宇（2023）《一项具有里程碑意义的电价改革举措——简评建立煤电容量电价机制》，中金研究院

未来，随着煤电利用小时数进一步下降，电量电费收入趋势下行，有研究认为中国容量电价与现货市场组合可以向“全容量成本补偿+成本型电力现货市场”或“部分容量成本补偿+策略报价型电力现货市场”两种类型转变[70]。第一种类型为山东所采用，山东2020年《关于电力现货市场容量补偿电价有关事项的通知》规定，参与电力现货市场的发电机组容量补偿费用从用户侧收取，收取标准暂定为每千瓦时0.0991元（含税）[71]，同时考虑到电力系统经济性设定1.5元/千瓦时的现货市场出清价格上限。

第二种类型为美国大多电力市场所采用，美国电力市场大多采用1000美元/兆瓦时的价格上限，相当于平均批发电价30~40美元/兆瓦时的30倍左右[72]，相比之下中国1.5元/千瓦时的价格上限约为现货市场平均成交价格的3~4倍[73]。由于发电机组能在现货市场电力供需紧张时获取较高收益，容量市场只需要弥补边际机组无法在现货市场上无法回收的容量成本。此外，“全容量成本补偿+策略报价型电力现货市场”的组合相当于允许发电机组更高收益上限，这种两头受益的方式虽然更能激励投资和保障供电安全，但存在重复激励容量价值的风险，也会给电力系统经济性带来较大负面影响，从而加重用户的电费负担。

上述两种组合类型各有利弊。“全容量成本补偿+成本型电力现货市场” 的优点在于电力现货价格波动小，用户用电成本稳定，但缺点是峰谷价差小，引导用户负荷和鼓励储能投资的能力受限。与之相反，“部分容量成本补偿+策略报价型电力现货市场”的优点是峰谷价差大，可以有效引导用户负荷能力和促进储能发展，但缺点是现货价格波动大，用户用电成本不稳定。我们认为。短期来看，“全容量补偿机制+成本型电力现货市场”可能是中国电力市场更加均衡合理的现实选择，但从更长期视角出发，“部分容量成本补偿+策略报价型电力现货市场”更能发挥市场在资源配置中的作用，是电力市场化改革的方向。

在中国电力现货市场运行初期，为维护市场稳定，设置相对较低的价格上限有其合理性。更低的价格上限本质上是对市场进行更多的干预，能避免电价过高波动的风险，防止电力供应商在供需紧张时形成垄断或恶意抬高价格，因此在现货市场建设初期可以保证其稳定运行。尽管这也在一定程度上限制了电力供需紧张时通过高电价信号提高机组出力、压降负荷的能力，不利于现货市场发挥平衡短时电力供求的功能。例如，2022年8月9日至13日，受高温天气影响，山西电力现货市场出清价格连续5日维持在1.5元/千瓦时的价格上限[74]。

但从长期来看，随着新能源渗透率的进一步上升，提高电力现货市场价格上限的必要性或将越来越高。更多的波动性新能源参与市场交易，会提高电力供给曲线的波动性，意味着新能源供给冲击将导致更大的供需缺口和更高的电价。一项研究表明，若美国加州电力市场（CAISO）的新能源发电量渗透率翻倍（从2016年的21%上升至2030年的40%），电力现货市场价格波动率（以变异系数衡量）将提高至原来的3倍以上[75]。而根据中国能源研究会发布的《构建新型电力系统路径研究》，中国风光发电量占比将从2020年的9.3%提到2030年的22.5%左右。结合这两项研究结果，我们认为中国电力现货交易价格上限到2030年或需提高到4.5元/千瓦时以上。

对于容量电价，无论是全固定成本回收还是部分固定成本回收，都会涉及到回收方式的选择问题。从国际经验看，容量成本回收机制主要有以下三种：稀缺电价、容量补偿和容量市场，三种回收机制各有特点（图表28）。稀缺电价仅依靠电能量市场，通过现货市场上更高的稀缺性电价对高峰负荷时顶峰发电的煤电机组固定成本进行回收，但收入预期受高峰时段和电价水平不确定性影响大，容易造成煤电企业投资积极性不足和容量短缺，引起频繁的电价飙升或拉闸限电，如2021年美国ERCOT（得克萨斯州电力可靠性委员会）和2022年澳大利亚NEM（国家电力市场）电力危机时的电价飙升[76]。

相比之下，考虑到电力的公用事业属性，成熟电力市场大多采取容量补偿机制、容量市场等显性容量机制，特别是容量补偿机制建设难度较低，对处于新型电力系统初始建设阶段的国家来说更具可行性和可操作性[77]。实际上，目前中国的煤电容量电价机制就是一种容量补偿机制。与之相比，容量市场设计更复杂、实施难度更大，但优势在于市场化定价的有效性更高，而且可以让煤电、气电、抽蓄等可靠容量主体在统一容量市场中相互竞争，更能发挥市场在资源配置中的作用。

图表28：三类容量成本回收机制各有特点

资料来源：国家发改委2020年《容量成本回收机制工作指引》，中金研究院

在未来一段时间仍将采取容量补偿机制的情况下，中国容量电价补偿固定成本的比例将逐渐上升，但固定成本本身也或将上升。目前政策确定全国煤电机组每年固定成本支出为330元/千瓦[78]，回收比例与煤电转型进展和利用小时数有关。2024~2025年，多数地方的回收比例为30%左右（即100元/千瓦，大致可以覆盖运营维护费用），河南、湖南、四川、云南等煤电转型较快的地区为50%（即165元/千瓦），2026年起各地回收比例提升至不低于50%。但需要注意的是，330元/千瓦的固定成本是基于目前煤电利用小时数仍然不算低的背景下估计的，随着未来煤电利用小时数快速下降，煤电机组启停会更加频繁，进而缩短机组运行寿命、提高运营维护以及检修费用，最终提高年均固定成本，意味着未来330元/千瓦的固定成本可能也需要重新评估，以进一步稳定煤电企业的盈利预期。例如，国内部分企业管理的煤电机组年平均启停次数从2020年的5次左右快速提高到2022年的近14次，未来频繁启停可能成为常态[79]。

另一个可能的容量补偿机制优化方向是，根据工商业用户分时段用电量去差异化分摊容量电费。目前的煤电容量电费通过纳入系统运行费用，每月由工商业用户按当月用电量比例分摊，这一做法虽然操作起来方便，但与容量电价的设计原则不完全匹配。从理论上说，容量电价是为了保障煤电顶峰发电，所以在用电高峰时容量更加稀缺，此时用电的工商业用户理应承担更多的容量电费。例如，山东设定尖峰时段用电量承担2倍的容量电价，深谷时段用电量承担0.1倍的容量电价[80]。因此，若根据工商业用户分时段用电量去差异化分摊容量电费，鼓励用户通过错峰用电节约成本，更能起到引导负荷削峰填谷的作用。

综上，我们认为，迈向新电价机制之路应该根据煤电转型的节奏，合理设计电量电价和容量电价机制。电量电价方面，机制设计的要素包括基准电价和价格上下浮动的幅度，设计的“合理性”主要体现在如何选择两者组合；容量电价方面，机制设计主要体现在如何让容量电价机制与现货市场相互配合，在确保电力供应安全的情况下，仍然保持一定的经济性。具体来说，在煤电装机达峰前，电量电价与容量电价之和在补偿煤电企业生产经营成本和资本成本后，还需考虑保障其获得合理利润以顺利实现转型。在煤电装机达峰后，容量电价占总电价比例逐渐上升，煤电逐渐转型为容量主体，总电价水平则以覆盖煤电企业生产经营成本和资本成本为主要目标，以保障煤电在新型电力系统中发挥支撑调节价值。

本文参考：2024年2月23日中金研究院已发布的《新型电力系统电价机制：保障煤电发挥支撑调节价值》，作者信息为：

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