从取消煤电联动看煤电产业发展

近日，国家发改委发布了《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》，其核心变化是：将现行燃煤发电标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制。基准价按当地现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%。对电力交易中心依照电力体制改革方案开展的现货交易，不受此限制。国家发改委根据市场发展适时对基准价和浮动幅度范围进行调整。

煤电联动退出历史舞台

是必然选择

煤电联动机制始于2004年，2005年首次执行联动。截至 2015 年底，全国煤电机组标杆上网电价共进行了11次调整。其中，除 2009年11月为合理反映燃煤电厂投资、煤价、煤耗等情况变化，2013年9月为支持可再生能源发展，鼓励燃煤发电企业进行脱硝、除尘改造，下调电价0.9～2.5分/千瓦时，以及 2014年9月为进一步疏导燃煤发电企业脱硝、除尘等环保电价矛盾，下调电价0.93分/千瓦时这3次以外，明确因煤电联动而调整共执行了8次。而在这8次中，6次上调、2次下调。最近一次发生在2015年底，实施煤电联动后，火电上网电价全国平均下调3分/千瓦时。

2015年12月31日，国家发改委发布《关于完善煤电价格联动机制有关事项的通知》(发改价格[2015]3169号)，对已经执行了12年的煤电价格联动机制进行了调整，主要是明确了煤电价格联动机制以年度为周期，由国家发改委统一部署启动，以省(区、市)为单位组织实施;明确了依据的电煤价格按照中国电煤价格指数确定;对煤电价格实行区间联动，分档累退联动;明确了燃煤机组标杆上网电价和销售电价的测算公式严格按照煤电价格联动机制测算确定。

根据新联动机制的测算公式，2015年11月至 2016年10月全国电煤平均价格为347.54元/吨，以2016年1月1日旧联动机制最后一次执行前的标杆电价作为基准电价，测算可得，2017年1月1日起燃煤机组上网电价相比 2014年的基准电价理论上应上调0.18分/千瓦时，不足0.2分/千瓦时，未达到执行联动的触发条件。

2017年，面对上涨的煤价与火电企业的经营困难，政府通过取消工业企业结构调整专项资金、降低重大水利工程建设基金和大中型水库移民后期扶持基金征收标准，一方面降低销售电价以减轻下游工商业用户用电负担，另一方面提高煤电上网电价以缓解火电企业经营困难。7月7日，河南省发改委率先发布了《关于合理调整电价结构有关事项的通知》，宣布自7月1日起将省内燃煤发电机组标杆上网电价统一提高2.28分/千瓦时。之后，江苏、陕西、河北、重庆等地陆续发布电价结构调整的通知。全国31个省(区、市)中，共有24个地区上调了煤电标杆上网电价。

2017年全年电煤价格始终保持在高位运行，2016年11月至2017年10月的电煤平均价格为514.94元/吨。根据燃煤机组标杆上网电价与煤价联动计算公式可知，2018年1月1日起燃煤机组平均上网电价相比 2014年平均上网电价应上调1.76分/千瓦时，与 2017年7月1日调整后的标杆电价相比，理论上应上调约3.67分/千瓦时。

2018年3月5日召开的第十三届全国人民代表大会第一次会议上，李克强总理在《2018年政府工作报告》中提出：“大幅降低企业非税负担。进一步清理规范行政事业性收费，调低部分政府性基金征收标准。继续阶段性降低企业‘五险一金’缴费比例。降低电网环节收费和输配电价格，一般工商业电价平均降低10%。”在此背景下，煤电联动搁浅。

2018年全年电煤价格相比2017年进一步上涨，2017年11月至2018年10月的电煤平均价格为533.28元/吨，2019年1月1日起燃煤机组平均上网电价相比2014年应上调2.49分/千瓦时，与2017年7月1日调整后的标杆电价相比应上调约4.40 分/千瓦时。但2019年3月5日，国务院总理李克强在《2019年政府工作报告》中提出：“深化电力市场化改革，清理电价附加收费，降低制造业用电成本，一般工商业平均电价再降低10%。”连续两年降低下游销售环节中的一般工商业电价，上游发电侧的上网电价执行煤电联动上调仅是奢望，煤电联动机制已名存实亡。

实施煤电联动政策，虽然初衷是为了反映“用电成本”，但毕竟是临时性干预措施，而且还往往非常滞后，多少还有使“电价回归政府定价、进行宏观调控、调节物价指数和产业利润”的嫌疑，显然与新电改方案、价改意见中“放开竞争性环节电价”、“建立主要由市场决定价格的机制”相违背。现行燃煤发电标杆上网电价机制已难以适应形势发展，突出表现为不能有效反映电力市场供求变化、电力企业成本变化，不利于电力上下游产业协调可持续发展，不利于市场在电力资源配置中发挥决定性作用。尤其煤电联动的调整滞后性，导致电力价格调整不能及时反映煤炭价格变化，从而加剧周期的波动影响。同时，伴随市场化交易电量比例的逐步提升，所谓的煤电联动的存在意义已然不大。在电力市场化逐步深入的过程中，煤电联动退出历史舞台成为必然。

市场化绝非单纯为了降电价

文件提出，基准价按当地现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%。同时明确，实施“基准价+上下浮动”价格机制的省份，2020年暂不上浮，确保工商业平均电价只降不升。从表述可以看出，严格规定上浮区间，对下浮则是原则上不超过的概念，对下浮给了更多想象空间。尤其是明确了明年不上浮，也就是最多是持平，或者下调。

一方面要看到，这样的制度安排符合当前的电力市场供需形势和工商业降成本的总体要求，短期看电力价格有下降空间。近年来，我国电力总体上是相对宽松的，其中煤电总装机容量已经超过10亿千瓦，2018年的年发电利用小时数4361小时，如果按照火电合理利用小时数5000小时计算，目前火电机组的富余容量达到29.5%(也有煤电机组担负更多调峰任务的原因)。尤其我国部分省区煤电过剩的局面比较严重，所以从供需决定价格的角度，下浮范围可能会超过15%，但是全国大体上都是在15%以内，所以原则上不超过15%是相对合理的安排。从成本端考量，工业制造业成本中能源成本是很重要的一项。工商业降成本的途径之一便是降低能源成本。尤其在当前中美贸易摩擦阶段，如何通过降低成本来提升工业制造业的竞争力是一个重要问题。目前，美国工业用电平均电价为0.43元人民币/千瓦时，商业用电平均电价为0.67元人民币/千瓦时。据政府相关部门测算，我国工商业电价平均比美国高45%。美国制造业回归很大程度上得益于用电成本下降，这一优势甚至吸引了我国沿海地区一些高载能工业向美国转移。所以从当前电力供需形势和工业制造业降成本的角度，调整火电上网电价形成机制有利于降低电力成本。

另一方面，从中长期视角看，基础价加浮动价的机制更应是双向的，甚至中长期而言电力价格将伴随物价和制造成本抬高而有一定提升。电力本身也是商品。近几年，伴随供给侧结构性改革，煤炭、钢铁、建材价格恢复性上涨，人口老龄化带来的劳动力紧张问题推升了用人成本。以火电上游煤炭开采为例，近三年煤炭开采成本大致上浮了30%左右(部分弥补前几年欠账)，这种提升一般是不可逆的，而且伴随煤炭开采深度的加深，成本将进一步上涨。这种提升将伴随物价提升是可持续的。因此，将火电上网电价调整为基础价加浮动价的机制，短期看电价有望降低，但目的绝非单纯降电价，而是以更加市场化的方式让电力回归商品属性，增强价格调整弹性。

新形势下煤电与新能源应协调发展

以煤电为代表的常规能源与新能源和则两立、斗则俱伤。在国家体系中，任何子系统内部的不协调都会对系统本身带来不利影响，更容易让政界、投资界、学术界迷失方向。我国能源体系中，以煤电为代表的常规能源和新能源产业应借鉴习近平总书记在国际外交上的新思维，变零和博弈为繁荣共进。

一方面，煤炭为主的化石能源仍是当前和今后一个时期我国最重要的主体能源。能源本质上讲是服务于经济社会发展的，一个国家的能源战略选择应与这个国家资源禀赋和发展阶段相适应。目前美国、德国等世界发达国家的能源转型经验也绝非以可再生能源取代化石能源主体地位。根据BP发布的世界能源展望，直到2035年化石能源仍然是世界的主体能源。对我国而言，以煤为主的能源结构一是取决于我国的资源禀赋。煤炭资源量占常规一次能源的94%左右，远高于国际平均的54%，更高于西方发达国家目前水平;二是取决于中国的发展阶段。中国仍是发展中国家，工业化和城市化进程均未完成，煤炭在全球尤其在中国，仍是最具经济性的能源资源之一，日本、东南亚、中东地区部分国家目前仍在提升燃煤发电的比重;三是取决于煤炭的清洁利用可行性。目前的燃煤电厂近零排放技术、洁净煤技术、煤粉型锅炉等技术已经可以实现煤炭的清洁高效利用和环境友好，且旨在减少碳排放的CCS技术也在推进之中。因此，以煤为主的能源结构是符合客观规律的，通过煤炭的绿色开发与清洁利用，煤基能源的发展也可以与中国生态文明建设的总目标保持一致。

另一方面也必须看到，新能源是当前能源系统的重要组成部分，逐步替代常规化石能源份额是大势所趋。一是环境问题日益紧迫，尤其是化石能源的粗放利用方式给大气造成了严重污染，可再生能源替代化石能源是加快环境友好型社会建设的重要举措;二是碳减排压力大、时间紧。2014年，中国二氧化碳排放量为97.6亿吨，虽人均不到美国一半，但总量已居全球第一。中国承诺到2030年碳排放达到峰值的挑战难度大;三是常规能源，尤其是常规化石能源是不可再生资源，其开发受资源承载力属性约束较强。

但在未来能源需求仍有空间的背景下，新能源和常规能源并非彼之所得必为我之所失的关系。今后很长一个时期，新能源在能源消费中的比重会有所提高，但常规能源的总量也会有一定增长，更重要的是，巨大的存量部分仍需要结构调整和优化。所以这一过程中，并非零和博弈，不是你多了，我就少了的关系。比如德国被业界视为能源转型成功的国家之一，在大力推进可再生能源使用的同时，2013年褐煤发电量达到1620亿千瓦时，创下了历史最高记录。对于能源系统而言，不是发展新能源，常规能源就不发展，或发展常规能源，就是抢占新能源空间。应看到，发展的含义并非是依靠“量”来体现，还有很重要的体制变革、结构优化、效率提升、产业进步等重要内涵。

一个国家在能源发展选择上，要综合考虑能源结构、发展阶段、环保要求、资源承载力、技术经济可行性等诸多因素，做到统筹协调、兼顾各方优势，实现全面发展。

在当前形势下，今后煤电的发展不宜一味追求高参数、大容量，而是因地制宜结合地理环境、气候条件、燃料供应、老机组特点选择最佳可行技术。更重要的是，煤电的发展需要转变传统数量型发展模式，更多向质量型、辅助型模式转型。煤电企业的使命不再是发更多的电量，而是如何更好地调峰，让可再生能源最大限度地减少弃风弃光，使电力系统更多地消纳可再生能源。按照这个定位，需要降低对煤电机组利用小时的预期。在大规模可再生能源发展的新时期，煤电的利用小时数在4000小时左右是正常的，因为煤电将更加侧重调峰。这就需要政府、社会和企业充分认知到这一点，政府要出台与其配套的政策，一是建立容量电价机制，这是对煤电企业支撑电力系统安全稳定功能的认可;二是出台辅助服务价格机制，这是对煤电机组提供调峰能力的认可。社会也应给予煤电机组调峰作用充分认可，不能妖魔化煤电，更不能极端地简单关停煤电。当然煤电企业自身应加强设备调峰能力建设，尽早找准自己的定位。

各种能源协调发展、多能互补是未来趋势

火电和新能源绝不是“既生瑜何生亮”的关系，常规能源与新能源是命运共同体。未来伴随新电改的推进和能源互联网时代的到来，各种能源协调发展、多能互补是未来的大趋势。

能源互联网时代即通过整合多类型能源的产、转(一次转二次、能源形式间转化)、输、储、配、用各环节，对环节中信息流、能量流(或物流)、资金流进行优化和重构，增强能源价值创造环节(产、消)功能和体验，提高能源价值传递环节(输、储、配)效率，构建高效、绿色、智能能源产业的一套体系。

一方面，新能源可以依靠煤基产业来发展。比如太阳能、核能、风能(制氢)与煤基多联产耦合。在煤基多联产中，需要大量氢气参与化学合成。而核电、太阳能、风能则可以通过电解水、热化学循环分解水、核能高温热裂解等多种方式获得氢气，实现清洁能源就地利用，从而避开清洁能源并网难题。再如，太阳能、风能发电，受光照、风速、风向等自然条件影响，存在稳定性、可靠性差的弊端，通过辅助服务机制的建立，火电进行调节从而“消峰填谷”，实现能源稳定可持续供应，火电通过辅助服务也得到补偿。另外，光热作为新能源，目前成本很高，国家正在积极开展示范项目，但光热发电基本原理和火力相似，若与火电项目联合布置或在既有火电项目上改造布置，可以降低成本，也有利于传统火电清洁发展。

另一方面，煤炭等常规能源也可以转型发展新能源产业。新能源产业是战略新兴产业，相对还是一个新鲜事物。本轮电改明确，对于纳入规划的风能、太阳能等可再生能源发电，调峰调频电量等可以同等条件下优先上网。煤炭产业也可发挥煤矿用电多、负荷稳定、网架现成的优势，利用废弃工业场地、井田地面范围及其周边地区积极探索发展风电和光伏发电，既可以充分利用土地资源，也可以有效降低用电成本，若能结合自备火电厂，更可实现多能互补，结余电量优先上网销售，实现产业转型发展。此外，借当前退出产能之机，利用废弃矿井进行抽蓄储能，同步发展光伏与风能，也是一个值得探索的方向。国务院在《关于煤炭行业化解过剩产能实现脱困发展的意见》(国发[2016]7号)中也明确指出：促进行业调整转型，鼓励利用废弃的煤矿工业广场及其周边地区，发展风电、光伏发电和现代农业。

总之，取消煤电联动是电力市场化改革进程中的必然，煤电产业需要更高层次的发展。综合考虑我国发展阶段、环境容量、能源禀赋等因素，常规能源与新能源应避免零和博弈，加强相互合作，携手共创未来。(本文刊载于《中国电力企业管理》2019年10期，作者系信达证券能源行业首席分析师。)