遵循市场规律 实现电力供需再平衡

　　我国是煤炭资源比较富足的国家，2018年煤炭产量达到36.8亿吨，世界第一。煤炭进口量达到2.8亿吨，也是世界第一。2018年煤炭消费量是39.3亿吨，占一次能源消费量的59%，虽然我们仍是世界煤炭消费第一大国，但比例首次跌破60%。到2020年，国家能源发展规划要求这个比例下降到58%。2018年，电煤转化率达到52.9%，而世界电煤转化率平均达到78%，美国和欧洲分别可达80%和90%。

　　煤电在我国的总体装机容量约为10亿千瓦，位居世界第一，占电力总装机容量比例约53%。燃料成本占发电成本60%左右，由于近两年煤价较高，燃料成本占总成本比例提升到70%左右。煤、电两大产业关联度极高。火电企业的生存状况如何，主要看煤炭价格。而发电行业整体经营状况如何，主要看煤电的情况。煤与电两大产业本应唇齿相依、协调发展、互利共赢，但实际情况并不如此，煤电“顶牛”、煤电矛盾周期性出现。

　　分析五大发电集团的经营业绩，2015年达到高峰，2016年“腰斩”，2017年“触底”，2018年有所好转，但仍未脱离困境。煤电行业在经历了2008-2011年的第一个困难时期后，从2016年到现在又处于第二个困难时期。当前煤电企业陷入困局，是多方面综合因素作用的结果。

　　首要因素是能源清洁转型，“去煤化”浪潮。第二个因素是气候变化，环保“风暴”。第三是煤炭行业市场化，反映供需关系，价格涨落波动，导致煤电矛盾不断爆发。第四是供给侧结构性改革，2015年从煤炭和钢铁开始，后来延伸到煤电、农业等等。现在看来，煤炭去产能拯救了煤炭行业，对火电行业带来了较大冲击。第五是降低用能成本。2015年以来，政府、市场双管齐下，电价进入到一个持续下降的通道。第六是2002年和2005年的两次电力体制革命，导致了煤电的巨量扩张、市场化交易电量的大增。

　　十九大报告提出要“构建清洁低碳、安全高效的能源体系”，能源消费总量是有“天花板”的，不能突破50亿吨标煤，煤炭占比到2020年要下降到58%以下，煤电装机到2020年要严格控制到11亿千瓦，占比下降到55%。而到“十二五”末期，2015年我国煤电装机已经达到9亿千瓦，如果不加控制，到“十三五”末，也就是到2020年，可达12.5亿千瓦。实际上，从2015年9个亿到2020年11亿，5年间控制只增长2亿千瓦依然是困难的，因为煤电是滚动发展的，且“十二五”期间，在建、核准、纳入规划的煤电规模超过3.5亿千瓦，当时煤电效益较好，一些企业仍有投资冲动。同时，煤电发展的政策环境日趋收紧。2015年开始执行煤电预警，严禁新增煤电；对已经建成的煤电要求进行超低排放、节能、灵活性改造，并对煤耗、碳排放强度进行明确要求，启动碳排放权交易，还开展严格的环保督查。

　　两次电力改革对煤电带来的影响也不容忽视。2002年进行的“厂网分开，竞价上网”改革。由于培育了新的投资主体，五大发电集团如“五虎下山”抢占市场，新上了大量煤机，到2018年煤电占比平均达到85.34%。2003年到2008年，这六年以煤电为主的规模扩张有目共睹，基本解决了中国缺电的问题，但也带来了煤电矛盾、煤电扩张、煤电巨额亏损、资产负债率高企等问题，从2009年开始不得不走上转型发展的道路。如果说上一轮电力体制改革带来了煤电的大发展，而这一轮改革的核心则是市场化交易。从2017年有序放开发用电计划，2018年放开四大行业用户，再到2019年全面放开经营性用户发用电计划，意味着发电行业全面竞价的时代即将到来。2016年，全国市场化交易电量只占19%，2017年26%，2018年30.2%，2019年可能要超过40%，到2020年估计可达60%到80%。而煤电在市场化交易中首当其冲，交易价格大幅下降，区域不一。青海、云南、广东等地较标杆电价的降幅明显，前两者达到度电0.1元。到了2018年，降价幅度趋向理性。

　　供给侧结构性改革，严控煤电新增产能对煤电的长期发展是有利的，化解煤炭过剩产能则对煤电行业产生了较大的负面影响。根据2018年的煤炭行业报告，煤炭去产能任务已基本完成，这导致煤炭价格大幅度反弹，出现了“厂型”波动。2016年全国煤炭产量为33.6亿吨，同比下降了9.4%，但是煤炭需求同比增长了0.5%，出现供不应求。2017年，煤炭行业利润增长了近300%，而煤电出现大面积亏损。到2019年，供需形势略微转向平衡，价格有所下降，市场电煤基本保持在585元/吨左右。

　　近年来，降低用能成本已经成为中央经济工作会议、中央政治局会议、国务院常务会议和两会的重要议题之一。为支撑实体经济的发展，既通过市场化交易方式降价，又通过下调标杆电价降价。2013年至今，全国共调整了五次燃煤标杆上网电价，其中四次是下调，只有一次是上调。发电行业为提升了工商业企业竞争力做出了一定贡献。

　　面对煤电行业的系统性风险，笔者认为，只有综合施策，才能在生存中有所发展。

　　第一，认清形势，找准定位。煤电不可能再像过去一样“独步天下”，而要逐步由“主体电源、基础地位、支撑作用”转向“基荷电源与调节电源并重”，为全额消纳清洁能源调峰，保障电力安全供应兜底。这并不意味着10.1亿千瓦的煤电都将用于调峰，一部分还是要继续作为发电主力，还有一部分用于调峰。按照国家的规划，2030年清洁能源供应电量占比要超过50%，分布式能源、多能互补也正在成为重要的新型供能方式，能源清洁转型已是国际趋势。哪怕是美国，即便仍有相关政策重视煤炭的开发和利用，在2019年3月，美国宣布美国进入“能源新时代”，强调创新和化石能源的利用，重点是油和气，同时也要“减煤”，大力发展可再生能源。根据相关统计数据，美国煤炭消费比重从2000年的24.6%下降到2017年的14.3%。随着清洁能源占比的进一步提高，下一步煤电还是要通过灵活性改造、辅助服务，来提高电网的调节能力。

　　第二，以退为进，主动减量。2007年以来，煤电积极“上大压小”1亿千瓦，“十三五”又淘汰落后产能0.2亿千瓦，停缓建1.5亿千瓦，共计2.7亿千瓦。但煤电仍然存在存量巨大、占比过高、设备闲置、经营困难等问题。为此，应采取以下措施：

　　深化供给侧改革，主动减去“无效供给”。一方面要继续落实“十三五”国家和地方政府有关化解煤电过剩产能、淘汰落后产能的政策，对不合要求的30万千瓦以下煤电机组实施“强制关停”；另一方面，发电行业要抓住机遇，利用关停补偿政策，对一些超龄服役、扭亏无望、能耗环保安全不达标、又无力投入改造的老小机组，或者未予核准、证照不全的违规煤电机组，因地制宜实施“主动关停”，提高设备利用效率。

　　遵循市场规律，慎铺“新摊子”，实现电力市场供需的再平衡。“十三五”期间，国家禁止京津冀、长三角、珠三角及红橙色预警省域新建煤电，全国停缓建煤电1.5亿千瓦。目前，千万不能因为“十三五”用电量实际增长好于预期，煤电利用小时略有回升，又盲目上新项目。对目前我国4200左右的煤电利用小时，不能简单对标美国认为是合理的、现实的。中美国情不同、发展阶段不同、体制机制不同，美国是发达国家，依靠油气，市场机制，电价科学。我国通过推进供给侧改革，努力恢复到4800-5500小时，这既符合国情、符合历史、又符合实际，有利于减少设备闲置、投资浪费，有利于煤电企业降低能耗、扭亏增盈、可持续发展，有利于保障煤电的经济性，以支撑我国较低的电价水平。

　　第三，升级改造，激活存量。面对分布在全国各地的10亿千瓦煤电机组，到底应该怎么办？根据不同的营商环境，在淘汰关停的基础上区别对待，通过不同的升级改造（超低排放改造、节能改造、灵活性改造等），优化技术经济指标，实现“两低一高”的（低排放、低能耗、高效率）能源供给水平，增强“冷热电气水”多能联供的综合能源服务能力，增强调频、调峰、调压等辅助服务能力，增强电力市场的竞争能力。

　　事实上，2017年7月，16部委《关于推进供给侧结构性改革，防范化解煤电产能过剩风险的意见》（1404号文)就对煤机升级改造进行了系统的部署，要求在“十三五”期间，实现以下目标：超低排放改造4.2亿千瓦；节能改造3.4亿千瓦；灵活性改造2.2亿千瓦。目前，已经取得显著成效。到2018年底，已完成超低排放改造8.1亿千瓦，占全国煤机比重的80%。“三北”地区完成煤电灵活性改造超过4000万千瓦，其中2380万（约60%）在东北。东北有偿调峰辅助服务费用27.8亿元，平均价格0.525元，高于当地燃煤标杆电价。实践证明，灵活性改造技术成熟，每千瓦改造费用120-400元，参与调峰服务好于储能、气电、抽水蓄能，是煤电的现实选项之一，也有利于新能源的消纳。

　　当然，目前煤电灵活性改造、参与深度调峰也给发电设备带来非常大的损耗，部分电厂已在亏损边缘，改造成本投入困难，甚至在没有做任何技术改造的情况下，并非长久之道。因此，煤电企业要突破单一发电业务的束缚与风险，以战略高度进入热电联产、配电售电、储能节能、调频调峰、冷热电气水供应等领域，实现热力源网一体、发配售一体、多能联供与辅助服务并举，培育新的效益增长点。

　　第四，峰值管理，严控增量。制定电力规划、谋划未来发展，要与时倶进，改变过去电力短缺时期的惯性思维和发展通病，根据经济新常态特点以及电力供需的变化，实现变革与创新。

　　引入峰值管理，防止出现大规划。回顾“十三五”电力规划，其中一个最大的亮点是提出了煤电装机到2020年控制在“11亿千瓦内、占比降至55%”的目标，并有一系列保障措施。如果没有这个“天花板”，盲目发展，到2020年煤电绝不是11亿千瓦，而是12.5亿千瓦，甚至更多，煤电的日子会更加“窘迫”。据预测，2030年能源需求主要依靠清洁能源，煤电13亿千瓦将达到峰值；2050年煤电装机将降到6亿千瓦，建成现代能源体系。因此，国家编制未来电力中长期规划时，要强化煤电峰值管理，既要考虑保供，又要应对产能过剩，考虑电力市场平衡。

　　摒弃规模扩张，发展要有新概念。今后，发电企业面对市场竞争、优胜劣汰，首先要改变过去“规模思维”和“投资饥渴症”的任性发展方式，而是应当依托规划，以市场为导向，运用价值思维，实现高质量发展；其次，要聚焦电力主业，巩固煤电一体、热电联产、产融结合、路港配套等传统优势；第三，要抓住电力市场化改革、能源生态重塑、产业跨界融合机遇，推进战略转型、结构调整、优化布局，着力“绿”色发展、向“下”延伸、对“外”拓展、介入“新”业态，并系统优化发展格局，实现纵向“源—网—荷—储—用”，横向多能互补、产业协同、区域平衡。

　　第五，市场竞争，政策配套。国家既要鼓励煤电进行市场竞争，又要及时调整配套政策，实现优胜劣汰。为促进煤电的健康发展，煤电要参与市场竞争，长远要形成市场定价机制。但在目前市场化改革过渡期，需要保留、调整、优化旧的政策，出台新的配套政策。近年煤电联动政策已被搁置，东北、西南、西北等地的一些煤电厂发得多亏得多，负债率连续多年超过100%，个别电厂出现了200%的负债率，依靠委托贷款艰难生存。即便不在全国重启煤电联动，局部困难区域应该尝试重启。在目前市场化交易中，交易电价受到地方政府限价控制、定向交易，一些环保电厂也无法获得超低排放电价补偿，希望下一步能够有所改观。市场交易中应鼓励发电企业、煤炭企业签订“基础价+浮动价”的煤炭中长期合同。根据目前的执行效果，基础价偏高，电价基本不能反映煤价的变化。同时，国家应当鼓励煤电联营、企业重组，构建煤电产业链、供应链。此外，可探索建立两部制电价、发电权交易、建设容量市场，保证系统备用资源和煤电的可持续发展。（陈宗法　作者为中国能源研究会理事，中国华电集团有限公司副总法律顾问。文章由姜黎根据2019年7月20日举办的eo圆桌讨论内容整理。）