煤电问路 | 甘肃煤电镜鉴：如何让“活下来的煤电活得好”？

业内人士曾总结了这样一条有趣的规律：“北纬38度线以北，越往北，煤电越被动。”如果我们把目光投向胡焕庸线与北纬38度线交叉覆盖的地区就会发现，内蒙古、甘肃、宁夏、新疆、青海五省区有着共同的特点——分布着大型可再生能源外送基地、电价承受能力弱，且市场化程度较低。

（来源：微信公众号“中国电力企业管理”  ID：zgdlqygl  作者：陈敏曦）

然而，位于三大高原腹地的“雍凉之地”——甘肃正在凭借着河西走廊独有的风光资源优势，努力书写着打破能源“不可能三角”的“神话”。

在大部分时间段里，矛盾最为集中的清洁性与经济性似乎已经找到了各自的归属——过去10年间，新能源已经成为甘肃省内第一大电源，装机容量位居全国第五，并由此形成了从设备生产到运行维护的新能源全产业链。自2015年推行煤电机组无基数电量直接交易，以及外送电量全部市场化以来，煤电直接交易电量电价平均降幅最大幅度达0.1元/千瓦时，外送电上网电价保持在0.17-0.31元/千瓦时水平；新能源送出电价维持0.09-0.26元/千瓦时区间浮动。

尽管数据喜人，但煤电企业的“遭遇”也是真切且迫切的：“省内煤电机组的利用小时数看起来确实不低，但是19家统调公用电厂中只有4家能维持生存。甘肃的新能源走在前面，电厂倒闭也走在前面。现在机组转着，总还能赚点人气吧。”

在现实感受面前，煤电的脆弱与往昔的地位已形成了剧烈反差，而理性的认知却不断告诫，清洁化、市场化已经成为现阶段以及未来我国能源系统发展的必然。在电源侧低碳化战略调整，以及负荷侧随着经济转轨形成的特性转变，促使煤电以“转定位”、“去产能”来回应和配合时代的要求。然而，作为“安全稳定供应”这一电力系统中最大“红利”的主要提供者，进退维谷的煤电是否还有闪转腾挪的余地？

时下，从产能过剩的结局走向市场化的开篇，“让所有煤电都活下来”的假设已成为时代的“伪命题”。但煤电的合理存续与健康发展，不仅涉及行业利益，也关乎电力产业全链条的协调与稳定。当生存现状与系统定位出现背离，怎样才能让“活下来的煤电活得好”？

对于已经“倒下”的甘肃连城电厂，业内已经就电价、电量、煤价三方面因素“盖棺定论”，后续引发的关于容量市场、煤电联营的讨论，是否能成为扭转被动局面的“两全之策”更有待时间的检验。在甘肃连城电厂破产清算数月后，记者再赴甘肃，试图从甘肃煤电的镜像中，探寻我国能源突破“不可能三角”的可能性。

镜鉴之一

利用小时全国第9，倒闭数量全国第1

狭长地貌的甘肃，坐拥“世界风库”的天然优势，也有着煤炭资源相对匮乏的劣势。而恰恰在以电力和高载能产业作为经济支柱的中西部地区，通过加大省间外送带来的增量，弥补逐渐被新能源“挤占”的省内电量空间，已成为眼下19家公用煤电厂共举的“自救”出路。

对于典型外送型电网的甘肃而言，随着近几年特高压跨区输电通道建设的不断提速，可利用的外送通道已达7条。自2017年以来，除省（区、市）政府及职能部门间签订政府间电力长期合作协议或售电框架协议以外，通过北京电力交易中心组织的外送电交易，甘肃电力外送市场已达19个省（区、市）。

在外送能力不断强化下，2018年，甘肃省通过跨省跨区外送的电量实现同比增长60.17%，19家统调公用火电企业平均发电小时数同比增长23.07%。2019年预计外送电量将突破450亿千瓦时，其中煤电电量占比近7成，省内与外送煤电电量之和可达到500亿千瓦时。

“通过加大外送，今年甘肃19家公用电厂中有至少7家利用小时数达到4000小时以上，但是只有兰州以西的3个电厂能够实现盈利，这些电厂离新疆很近，有煤价优势，度电毛利率最高可以达到0.1元/千瓦时，其他的电厂每度电最多就赚个两三分钱。但即便是只比燃料成本多1分我们也愿意送，宁愿用电量摊薄成本。”煤电企业负责人告诉记者。

甘肃煤电的被动局面，有着与其他地区相近的共性因素。

据了解，目前甘肃电煤年需求量保持在7000万吨上下，主要由靖远、窑街、华亭三大煤矿供应，供应不足部分通过相邻的新疆及宁夏补足。而近几年自宁夏陆续开展煤化工以来，煤炭的外送量明显下降，同时随着新疆的用电负荷逐年攀升，甘肃煤炭的保有量自此出现紧张。自2016年起，电煤价格平均涨幅超过100元/吨；煤电企业入炉综合煤价平均单价长期保持在600元/吨高位徘徊。

“其实这是很矛盾的，甘肃的电厂需要通过外送获得更多的利用小时数，但是对煤炭的需求又推高了煤价；自市场化改革以来，供大于求的市场环境造成了煤电平均交易电价的大幅跳水。正常来说，度电1毛以上的毛利润才能实现盈亏平衡，3分钱的边际利润最多只能包住财务费用。任何一个企业的生存都要保证现金流，但是现在持续走高的煤价无法通过电价疏导，这是煤电企业普遍亏损的共性；而全国其他地区多多少少还有些计划电量，甘肃基本都是市场电量，尽管利用小时高，但是利润率却很低，所以送的越多亏的越多，这也是甘肃煤电的特殊性。”相关人士介绍。

显然，在市场化改革的当下，资源禀赋和成本优势已成为“适者生存”法则下关乎存亡的决定性因素，而走低电价与高企煤价并没有留给甘肃煤电企业太多的回旋余地。据公开资料显示，2018年甘肃19家公用电厂整体亏损176亿元，当年亏损25亿元，其中4家煤电企业资产负债率高于200%，8家煤电企业亏损超过10亿元。在多次“输血”无效后，部分煤电企业只能无奈选择破产清算或挂牌转让的“下策”。

与此同时，国家的产业政策和能源规划布局调整，也并没有使幸运的天平向难以为继的甘肃煤电倾斜。随着国家“北煤南运”大通道——原蒙华铁路的投产，能源输送大通道将在24小时内将中西部能源“金三角”的煤炭运抵华中地区，与“海进江”煤炭形成市场竞争，进一步平抑湖南、湖北、江西地区的煤炭价格市场波动，增加华中地区的煤炭保供能力。

显然，随着铁路运力的增强，使本就强势的买方更增加了拒绝“外来电”的筹码。对于迫切送电出省的甘肃来说，在以降低用户用能成本为导向的当下，外送煤电的红利是否可以击穿层层壁垒，则成为供需双方实现直接“见面”前急需面对的问题。但对于同样拿着“准生证”出生的煤电，脆弱的生态又是否都应归咎于燃料成本的上涨？

“煤电不仅要承受煤价的挤压，还要为新能源的发展出让空间。无论是发展清洁能源，还是更大范围内的资源流动，不能仅仅依靠几个省，几个企业来完成。现在无论是清洁能源消纳配额权重还是配套的绿证，对于新能源的消纳和外部成本的体现都没有实质性的推动作用。在目前供大于求的环境下，无论是煤电还是新能源，都在买方市场里依靠低价换电量，这样无疑会将煤电和新能源都逼上绝路，而如果煤电都趴下了，不仅新能源无法独善其身，保供热的机组也无法承担保民生的社会责任。”煤电企业相关负责人告诉记者。

毋庸置疑的是，无论在何种电源结构或供需关系中，“安全”是先于“清洁”和“经济”的首要命题。水电的汛枯期、风电大发期导致的夏季调峰存在缺口，冬季保供热与调峰矛盾形势严峻，不仅困扰着甘肃，也是摆在全国每一个可再生能源大省面前的难题。

据了解，目前甘肃火电机组中，热电联产机组的装机容量占比近半，受保证供热及电网安全约束的影响，省内火电机组全年开机方式基本固定，日前开机优化空间很小；在11月到次年3月供暖季，即使火电全开，也还存在容量不足的情况。

更为严峻的是，由于热电联产机组的供热效益不能通过市场化机制回收，只能通过电量交易获得利润来实现“以电养热”。目前甘肃90%以上的机组都要进入市场进行电量交易，而当热曲线与负荷曲线出现时间和空间上的差异，保证热曲线而损失电曲线，大量的热电机组无疑将面临电力市场的偏差考核，而如果从企业利益出发损失热曲线，社会责任又无从体现。

事实上，“以热定电”的弊端，已经随着可再生能源发展及市场化改革演绎出了更多的版本。一方面，在热、电未实现解耦前，供热机组在冬季供暖季即便以最小出力开机，对于新能源的消纳只能贡献降出力50%的普遍调峰义务；在目前部分地区实施的深度调峰市场中，由于调峰成本未得到有效疏导，导致电源侧胶着于内部成本分摊，进而挤占不具调峰能力电厂及新能源的利益。另一方面，在电源侧竞争替代日趋白热化的当下，大量煤电机组进行了热电联产改造，试图在“以热定电”和“保供热”的名义庇护下，争取更多的电量保障生存，然而，此举不仅挤占了其他电源合理的电量空间，同时对系统灵活性调节造成更大阻碍，进而形成再一次的恶性循环。

“现在很多地区的热费完全保证不了热电联产机组正常的生产成本，绝大部分热电联产机组都是亏损的。正由于热费的拖欠和热价的扭曲，促使热电联产机组依靠电的利润来补热的亏空，维持财务平衡。追根究底是非市场化的利益分配机制将热变为电的重要制约因素。”业内人士告诉记者，“我们不能以扭曲下一个市场来对抗上一个已经扭曲的市场。现在大量改供热机组的出现将会导致系统调节能力的缺口越来越大，而其背后恰恰体现了在‘既要’与‘又要’政策下，保民生与清洁性的失衡。”

在前人总结的历史规律中，社会的演进和变革注定要由竞争和新旧主体的替代来完成。当优先发电能力远大于省内用电空间，煤电一次次退而求其次的“自我救赎”却在现实中往往沦为“饮鸩止渴”。眼下，站在命运十字路口的不仅仅是19家公用燃煤电厂。

以目前甘肃省内的消纳和外送能力来看，若要完成国家可再生能源最低保障收购年利用小时数，意味着所有燃煤电厂集体“趴下”。而从整个西北区域来看，新能源最小出力99.99%的极端情况可达到整体装机的5%，系统的调峰缺口和安全稳定运行的诉求决定了煤电无法被摒弃的现实。

在电力平衡的“硬约束”和清洁能源“大基地”的发展命题下，甘肃煤电所面临的系统风险迷局不单单是依靠“外送”可以解答的。

镜鉴之二

市场不是万能钥匙，市场是矛盾的放大器

正因装机结构的典型性以及消纳能力的特殊性，甘肃省成为西部清洁能源“大基地”的代表，作为全国8个现货试点地区于2018年底正式启动市场运行。

在市场启动之初，如何通过有效的市场机制设计，在保证电网安全稳定运行的基础上，促进新能源消纳和资源优化配置，改善新能源与火电日益突出的矛盾，成为继“以现货发现价格”的市场功能定位后首要的市场诉求。

“从国家战略来说，为了促进新能源的消纳，选择符合新能源变动成本为零的边际出清机制，目前的运行效果和设计初衷并没有出现太大的偏差。但是从第一次结算试运行的结果来看，现货的价格明显低于中长期协约的价格，导致所有电厂都暴露在现货市场中，丧失了通过中长期协约避险的机会。”业内人士介绍。

作为启动速度较快的现货市场试点之一，甘肃的首次结算试运行就以秉承“技术中性”的原则受到业内专家的褒奖，但是由于设计方案承载了过多的市场诉求，使得现实市场运行与理想设计方案稍显背离。在没有用户侧参与结算的单边市场中，甘肃的现货版本逐渐演化成解决新能源波动性的实时发电合同转让市场。

业内专家曾建议，即便是在单边现货市场中用户不参与现货报价，但是也应该给予用户和发电企业标准曲线选择，一旦用户未执行约定曲线，那么波动部分就应该以现货价格进行结算，体现“现货发现价格”的市场定位和功能。而参与规则设计的人士认为，用户结算价格和现货市场解耦是未执行输配电价前价差模式下的阶段性现象，在市场平稳起步后，如何促成波动性电源与负荷侧在中长期市场中约定曲线将是下一步工作的重点。

不可否认的是，在目前的市场环境中，现货价格的持续走低恰恰反映出了目前供需形势的客观现实，符合以经济性为前提保障电力平衡的市场目标和建设预期。但由此造就的中长期协约缺位，使得煤电企业在电力市场建设未及时达成“电量”向“电力”转变的目标前，面对的不仅仅是丧失变动成本的威胁。

“以往的燃煤标杆电价，相当于电厂作为‘压舱石’的中长期交易电价，是发电侧的避险机制，虽然利用小时数少了，但是勉强还能保证生存。此次取消了标杆电价，中长期协约一定会受到现货价格的影响。目前在边际出清的游戏规则下，电能量的价格根本满足不了生产成本的变化，更不要说回收长期的固定投资。长此以往，甘肃再倒下几个电厂也不足为奇。”煤电企业负责人告诉记者。

统观全国8个现货试点，中长期协约“难产”并不是甘肃现货市场的偶发现象，大部分现货试点地区中与电力现货市场衔接配套的中长期交易基本规则仍不甚完善。从理论出发，现货市场价格反映了实时的供需关系和变动成本价格，而中长期协约除了包含电能量的价格以外，还兼具回收固定成本和辅助服务成本两项功能。按照理想的双边市场交易，容量成本、辅助服务成本都将通过中长期协约疏导至用户侧，而在以消纳更多新能源为目标的单边现货市场交易中，现货价格的走低与中长期协约的缺位恰恰构成了电厂回收固定成本的空白。

面对8个现货试点不同程度暴露出的相同问题，在今年8月国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》之后，“配合电力市场建设进程，适时建立容量市场”的建议在业界已小有呼声。从国外电力市场的实践效果来看，加快建立备用容量补偿机制可以部分扭转电厂的亏损局面；通过容量市场的建设，也可以有效释放电源的投资信号，有助于改变我国投资审批非市场化决策的弊端，抑制不合理的投资冲动。

然而，尽管完善容量价格机制的初衷是明确的，不断完善市场架构的走向也是必然的，但适用于国外私有化投资体制和相对均衡供需关系的先进经验，是否能扎根于我国电力工业的土壤，还存在“淮南橘”及“淮北枳”的隐忧。

煤电企业人士认为，即便有了容量市场，在市场培育的初期，容量的指标价格会非常低，想借用容量市场来救活煤电无异于是“天方夜谭”，在供大于求的市场环境中，必然会有一部分落后产能退出市场。待到三五年之后形成新的供需关系，容量市场建设的效果才能得以真正显现。

也有专业人士从不同角度肯定了上述说法：目前我国的电力市场中，无论是辅助服务的成本摊销，还是企业生产的燃料成本变化，都没有通过用户形成有效疏导，无形中造成了变动成本和全成本间的差异。容量定价机制是能量市场失灵的一种补救措施，可以解决中长期协约和现货价格的差价问题，尽管容量机制设计没有通用标准，而如何建设符合中国国情的容量市场是能源主管机构必须深入考虑的问题之一。

但正如硬币的两面，任何先进机制的背后也总有局限性——就在近期，欧盟法院决定暂停英国容量市场，正如申诉方的质疑：“容量市场存在歧视需求响应，偏向发电机组，为老旧燃煤电厂、燃气电厂和核电站提供补贴的弊端。无论容量市场设计的多么完美，它终将沦为化石燃料的补贴计划。在实现高效益能源转型阶段，激励需求响应参与电能量市场是建立高效、清洁电力市场的关键步骤，以价格激励和约束鼓励用户成为柔性负荷非常重要。”

电能的不可替代性，以及电力系统灵活性资源的相对匮乏，造就了现阶段我国电力供应以相对宽松的容量对冲尖峰负荷对系统安全带来的风险。随着具有波动性的高比例可再生能源加入，平抑波动性的系统成本上涨，是否会与用能成本的下降形成悖论还未可知。

可以肯定的是，在目前稳增长和调结构并行的经济转轨期，为保证实现“安全稳定供应”这一系统运行中最大的“红利”，以及惠及千千万工商业及大工业用户的降价“红利”，煤电企业不可谓不“倾囊而出”。而对于体制转换导致的搁浅成本是否还应由煤电企业独自承担，也考验着为政者的智慧与魄力。

时下，甘肃电力市场显然已经成为清洁性与经济性矛盾集中爆发的主战场，而这一场没有硝烟的对决，又是否镜鉴出了我国电力工业在实现清洁化发展中的重重矛盾？

“以前总说煤电托起了国家经济，现在我们感觉自己成了国家的麻烦。尽管这是时代推演下的必然现象，但是寄希望于市场来解决投资规划的失误也不现实。电改的初衷是希望把政府和电网分配资源的权力让渡给发电和售电侧，电力发输配用全链条的利益再分配，是我们谈论活下来的煤电活得好的重要前提。”煤电企业相关负责人说。

当然，重回5500小时煤电的“黄金年代”已经是遥不可及的梦想，但这并不意味着煤电等调节电源容量的快速下降，无论是从公允和协调的角度出发，还是着眼长远的高质量发展，未来的电力系统规划也不应仅仅以系统承受可再生能源的穿透率作为考量边界。

或许，对于以高载能为支柱产业的甘肃省而言，电价承受能力有限的用户如何面对电价上涨的到来，将成为与如何使煤电等调节机组共享发展红利并重的命题。

镜鉴之三

煤电联营是否将成为煤电企业更好的归宿？

随着电力体制改革的逐步推进，在“摸着石头过河”的原则与方法指引下，我国电力市场结构已初见雏形，电力市场化交易比重日益攀高。根据中电联统计数据显示，2018年全社会用电量中，扣除不进市场的发电厂用电、输配电线损电，以及自备电厂不上大电网的电量，全国电力交易电量比重达到37.1%，其中，占全国总装机70%上下的11家大型发电集团煤电板块，参与市场交易电量10459亿千瓦时，市场化率达到42.8%。

尽管本轮改革在迂回曲折中取得重大突破，一改我国电力体制“封闭+计划”传统思维模式，但目前的市场化比重与国家在电改之初提出的“2018年实现工业用电量全放开，2020年实现商业用电量全放开”的既定目标仍有不小差距。

继今年3月政府工作报告中明确提出进一步深化电力体制改革的要求后，国家发改委、国家能源局动作频频，力求通过市场机制建设和电价改革两个维度将市场化改革进一步拓维。其中，最引发业内关注的，无异于对于煤电机组上网电价的形成机制祭出新政。一时间，对于煤电企业发展形成多轮利空的判断甚嚣尘上。

从普遍现状来看，在电价作为宏观调控的工具，并叠加“市场煤”与“计划电”的机制影响下，煤电企业生产成本的上扬难以及时传导至下游用户；从2017年至2019年中，煤电企业为地方经济不同程度地承担了煤价上涨的风险，而五大发电集团煤电板块的大面积亏损，使得煤电企业在2020年电价“只降不升”的政策要求下赢得与地方政府博弈的主动权还存在一定变数。

从甘肃煤电“噩耗频出”的区域个案来看，一方面，电煤价格持续上涨直接导致生产成本超过交易电价，而受制于煤炭的区域垄断性，煤电企业从本质上就缺乏议价能力，煤炭的供需结构仍是决定煤电企业利润率的关键性因素；另一方面，尽管煤电在市场化“先行先试”的基础上积累了大量交易经验，在电力市场中的报价逐步趋于理性，但随着发用电计划的全面放开，作为价格接受者的煤电企业是否能抵御全电量电价浮动的冲击，则存在更大疑问。

可喜的是，随着近几年煤炭行业实施的供给侧结构性改革，煤炭的落后产能基本已经清退完毕，先进产能有了较大的释放空间；近半年煤炭市场价格有所回落，且煤电、钢铁等产业的耗煤总量逐年回缩，煤炭价格长期看涨的态势有所缓解。但因为煤炭价格的松动而断言煤、电两个行业就此握手言和，显然还为时过早。

就在“浮动价格机制”文件印发2日后，《关于加大政策支持力度 进一步推进煤电联营工作的通知》密集跟进，从存量和增量燃煤电厂两个维度，以鼓励煤电联营、煤电一体化、煤炭与煤电企业交叉持股等多种策略，重塑两个行业间的利益格局，以“命运共同体”的意识统筹、平衡两个行业间管理体制与运行机制的差异。

“未来的煤电企业必然将从规模扩张型向成本竞争型转变，通过建立两个行业间良好供应链的合作关系，不仅能在一定程度上延长煤电的存续，同时可以提升煤企和电企的抗风险能力，对煤炭和煤电的稳定持续供应都有很大的促进作用。事实上，在连城电厂破产之前，就曾试探过与当地煤炭企业和下游制造业的联姻，但是受管理架构和各自行业利益的影响，谁都不愿意撒手既得利益，否则连城的问题也不会一步步恶化。”煤电企业相关负责人告诉记者。

事实上，各个利益相关方担心“联姻”有可能出现的反噬效果，并非杞人忧天。

对于与煤炭企业合并重组实现煤电联营来看，一方面，我国煤电装机总量占比接近7成，电煤占总煤炭消费量的50%以上，对于上游卖方而言，背靠“刚需”就足以掌握十足的价格话语权；另一方面，煤电与电力市场需求关联度极高，在产能过剩和市场化的当下，如若“联姻”，电力价格的下滑必将影响上游煤炭企业的利润，同时随着煤电去产能的实施，电煤需求量将逐步下降，煤电联营企业面临的将是逐步增大的市场风险。

对于以坑口煤电一体化为重点的煤电联营来说，由于煤炭和煤电两个行业均属于资金密集型产业，在发电企业资产负债率居高的情况下，再投资开发煤矿，无疑会加剧资金面的紧张。多为大型国有企业的发电集团一旦资金链断裂，必将对国家经济造成不良影响。

从另一个角度观察，目前我国煤电联营多为行政指导下的“硬衔接”，并非煤企和电企从保障长期销路和稳定供应来源的角度自发形成联营。而未来随着大量资产型煤电联营项目的出现，也将进一步加剧发电企业之间争夺和控制煤炭资源的程度。

“本应由市场协调的就放手交给市场。去年在国家发改委的促进下，我国煤炭中长期协约的占比已经达到70%，在稳定中长期市场方面起到了积极的作用。产业链上下游企业只有通过长期稳定的合同关系，才能维持稳定的‘投入与产出’。”业内专家建议，在未来实施“浮动”价格机制的基础之上，电煤市场应以更大规模的煤炭中长期协约，配合现货交易模式与煤电价格进行响应以对冲风险，这样既可以缓解处于弱势地位的煤电企业在生产成本方面的顾虑，同时，这也将成为进一步降低用户用能成本的重要因素。

“达成既定效果的前提，离不开政府的宏观调控。”上述业内人士强调，解决煤、电之争不能仅仅依靠煤炭企业或电力企业，政府能源管理部门应当充当电煤合同的第三方，将长期合同的执行情况纳入信用体系，监督合同完整性的同时，考核合同的执行情况，以保证煤炭、煤电两个行业的协同发展。

就在记者走访甘肃期间获悉，当地某电厂已与地方煤炭企业达成相关合作意向。“对于具有资源优势，还有扭亏希望的煤电厂而言，政府正在积极撮合相关事项进展。毕竟这两个行业都是支柱型能源产业，只要给予一定的资产保值率，就能更好地向上下游进行利益传导。对于扭亏无望的企业而言，完成了历史使命后不如尽早自主去产能，止住出血点才能更好地再出发。改革不可能没有痛苦，毕竟未来是清洁能源的天下，我们不能再以过去的眼光看待未来。”煤电企业负责人说。

版权声明

本文刊载于《中国电力企业管理》2019年10期，作者系本刊记者。