电改五周年 | 电力市场改革下的煤电转型出路

一、

煤电参与电力市场的现状

2015年3月，《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）出台，新一轮的电力改革启动以“管住中间、放开两头”为总体思路，以“三放开、一独立、三强化”为重点任务。电力体制改革在波折中前进，在改革方向明确的前提下逐步取得阶段性进展，但仍落后于既定目标。

（来源：微信公众号“能源研究俱乐部”ID：nyqbyj 作者：袁家海）

电力体制改革进展迅速，各地区交易市场建成后，市场化交易呈现多种方式。目前全国已形成2个区域级交易中心和33个省级电力交易机构，全国在电力交易机构注册的售电公司超过4000家，8个电力现货市场建设试点全部启动模拟试运行。现行电力“市场化交易”以双边协商、集中竞价和挂牌交易为主要方式，引入了“偏差电量”考核机制，对范围外的合同电量和实际电量进行考核。其中，年度交易主要采用双边协商方式（场外双边合同的价格由买卖双方协商确定），月度交易主要采用集中竞价（统一出清和撮合成交两种方式）和挂牌交易方式（交易价格由挂牌价格确定）。除省内“直接交易”外，还有跨省跨区交易、合同电量转让交易等。此外，部分省（区）组织开展了发电权转让交易，由可再生能源或能耗较低机组通过市场化方式替代燃煤发电。

全国市场交易电量规模不断扩大，交易电价让利明显。随着电改不断深入，市场化交易电量不断增多，由2015年市场交易电量占全社会用电量比重的14.3%到2019年上涨为30.1%，2019年全国各电力交易中心组织开展的各类交易电量合计为28344亿千瓦时（省内中长期交易电量占比81%，省间交易电量占比19%）。各类型机组都选择以低于标杆上网电价的价格争夺市场份额，2016年全国每度电平均下降6.4分（折合到全电量约下降1.216分），2017年尽管电煤价格较2016年上涨一倍多，导致度电燃料成本上升，但年度市场电力交易价格仍平均降低5分/千瓦时，降低企业用电成本680亿元。同时各地市场化交易的电力价格，较政府核定的标杆上网电价有不同程度的下降，山西、吉林、辽宁、云南等省电价下浮明显。中国电力企业联合会的数据显示，目前约50%的燃煤发电上网电量电价已通过市场交易形成，2018年度全国煤电参与市场化交易部分电量的电价，较燃煤标杆电价的平均下浮率为11.24%。

但电力市场总体发育不足，市场化进程落后于既定目标。电力市场化改革取得了积极成效，但“短期和即时交易通过调度和交易机构实现”还未有效实现，竞争性电力市场建设尚处于探索阶段。国家能源局提出了“2018年实现工业用电量100%放开，2020年实现商业用电量的全部放开”的电力市场化目标，当前的市场化交易比重30.1%，远远达不到工业用电量100%放开的目标。8个现货市场试点仅展开试运行，现货市场建设仍有很多需要摸索和改进的地方。

市场化价格机制变动将推进电力市场化进程。国务院常务会议决定，从2020年1月1日起，取消煤电价格联动机制，将标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化机制。在过渡期，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%，国家发展改革委根据市场发展适时对基准价和浮动幅度范围进行调整，价格改革体现了市场化改革的迫切性和坚定性。“基准价+上下浮动”机制是由市场机制形成的，不是政府调价行为，是市场主体间自愿交易后的价格，有利于促进煤电上下游产业及其市场的协同发展，能够真实有效反映电力生产成本与电力需求弹性。电价让利范围将由大用户扩展至中小型用户，为尚未进入市场的50%的燃煤发电上网电量进入市场创造了有利条件，将提升电力市场化交易程度。

二、

煤电困境与电力市场改革

煤电作为试水电力市场化改革的“排头兵”，在多重因素（低碳转型、环保加码、煤价高企、产能过剩、为新能源让路等）的联合施压下，已经步入了行业转型的深水期。“十三五”期间煤电政策收紧，但煤电增长规模依然很高（2016～2019年间新建1.36亿千瓦装机），随着煤电企业亏损加剧，“行政推动为主、市场发力不足”的煤电供给侧结构性改革效果日渐乏力。并且，此次煤电规划建设预警“全面飘绿”，很容易让煤电建设热潮重新上演、加剧产能过剩，让之前的努力付诸东流。

煤电从电量主体角色转变为电力电量并重并最终向系统服务的转型趋势正逐步成为共识。在此转型升级过程中，煤电行业阵痛直接表现为企业盈利状况恶化、大面积亏损甚至出现破产清算风潮。近年来，煤价长时间高位运行、产能过剩和市场竞争导致的煤电机组利用小时数下滑以及“降电价”政策压力，使得部分煤电企业发电成本与上网电价倒挂情况严重。2017年，五大发电集团火电板块亏损近132亿元。2018年火电企业亏损面接近50%，发电集团的资产负债率处于78%的高位水平，巨额的财务费用侵蚀了当期利润。2020年2月18日，国家发展改革委、国家能源局印发《关于推进电力交易机构独立规范运行的实施意见》，在交易机构独立运行的要求上直接给出了量化的股比和工作时间表。这是一个重要信号，标志着电力市场化改革从“过渡期”迈入“实战期”，不再局限于试点地区的“小打小闹”，而是要切实推动市场机制、完善落实。产能过剩的煤电行业遭遇市场化改革的“真枪实弹”，是否仍有承压空间？尚未做好转型工作的煤电企业能否立足改革进程对长期投资作出正确判断？

当前电力市场化改革环境下，煤电行业已不再“旱涝保收”，而是呈现出收益和亏损两极分化的局面。过去煤电机组享有计划电量，在推进发用电计划改革后，计划电量被削减（中发9号文规定，根据市场发育程度，直接交易的电量和容量不再纳入发用电计划），甚至此后的新煤电机组原则上不给发电计划，加之煤电产能过剩和为新能源让路，很多机组尤其是老旧低效机组难以获得收益保障小时数，机组利用率大幅下滑。现货市场开启后，由于新能源机组加入竞价序列，拉低按照边际出清原则确定的电力交易价格，这就对高煤耗机组形成挤出效应，从而真正实现“清洁机组替代污染机组、高效机组替代低效机组”的节能调度。但我国现货市场尚未运行，价格引导信号缺失，无法形成正向激励。正常情况下，在电力市场竞争中无法获得预期收益，落后企业势必要被淘汰，从而让出发电空间。但实际情况是这些企业借助母公司的“输血”维持生存，也就是形成了事实的“僵尸企业”，继续挤占宝贵的发电空间、扰乱市场竞争秩序。这无疑是违背经济运行规律的，会拖累电力市场化改革进程。

辅助服务市场也是电力市场化改革的重要部分。无法在现货市场中出清来获得发电份额的煤电机组，可以转而提供辅助服务获取收益。但我国辅助服务市场机制不健全，政策推进的煤电灵活性改造工作进展缓慢，难以完成既定的“十三五”期间2.2亿千瓦改造目标。现行辅助服务市场采用的多是补偿分摊机制，但是定价机制不合理，补偿分摊机制造成辅助服务的补偿标准难以准确反映辅助服务的稀缺价值，且在缺乏现货市场调整的情况下，辅助服务引发的变化电量无法准确定价，会进一步扭曲辅助服务的价格。因此，辅助服务市场需先将不同时期并网成本的分担机制理清，明确各发电主体的市场“权利”与“义务”，按照机组所提供的服务类型、贡献程度来确定各区间定价标准。

三、

电力市场改革下的煤电转型出路

（一）实时电价机制切实降低发电成本，积累改革红利的物质基础

多年来“三公”调度规则的实行，使得机组在调度过程中无法体现运行效率差异。基础发电小时数保障，使得运行效率低、排放水平高的发电机组仍可获得可观的收入。电力市场改革下，将通过现货市场发现电力价格，发电商将以发电机组短期运营成本为基础价格进行竞标，然后系统将根据机组的报价成本调度发电机组，优先调用边际成本低的机组。按照边际出清原则，可再生能源机组加入竞价序列后，由于其运营成本低，优先被调度。落后机组的运营成本较高，一般情况下都是最后被调度，这对挤出高煤耗机组具有促进作用，可见现货市场设计得当，能够引导机组实现“清洁机组替代污染机组、高效机组替代低效机组”的经济调度，实时电价将成为经济有效地促进高比例可再生能源并网、降低弃电率并同时实现系统供电成本和电价降低的有效手段之一。同时实时电价反映出电能商品在时间上的差价，将电能的生产成本及市场批发的价格信号传递给终端消费者，也能够引导消费者在高峰时段少用电、在低谷时段多用电。经济调度下或将进一步打开省间固化的价格壁垒，进一步优化电流空间流动，实时价格上升时电量自然由过剩区域流向紧缺区域，能够缓解区域间资源与需求的不匹配问题。实时电价真实反映出电力商品在时间和空间上的供需关系，引导发用电资源响应市场波动，提升电力系统调峰能力、缓解阻塞，使得资源配置更为有效，可以释放有效投资信号，抑制不合理的新建煤电机组需求，同时挖掘出负荷需求响应的系统价值。

因此，煤电企业需要从全局角度正确判断改革方向。在能源革命的转型过程中，美丽中国的发展要求必然是市场化与清洁化。煤电企业应预判到新增电量空间将主要由清洁能源来满足，少建、不建煤电是及时止损的长久之计。更要立足自身优势，将各类煤电机组合理定位，把握电源结构优化调整的战略机遇期，完成技术改造来释放更多灵活性资源，在未来电力市场中谋求存量煤电机组的发展空间。

（二）灵活的辅助服务产品引导部分煤电机组科学调整定位

目前煤电在我国能源体系中依然占据重要地位，现有的电力系统也是一个以煤电为主要电源结构、灵活性较差的系统，但中长期还是需要依靠可再生能源的规模化发展来实现能源生产和消费革命。近年来随着我国可再生能源发电比例的不断升高，电力系统的灵活性要求也将随之提高。由于可再生能源出力是波动的，当它进入系统之后，系统出力的上下变化变得频繁且更加重要。随着可再生能源的大规模并网，电力系统调节手段不足的问题越来越突出，原有的辅助服务计划补偿模式和力度已不能满足电网运行需求。这就需要加快电力现货市场建设，同时也需要承担基荷的煤电机组从市场机制、盈利模式、技术理念到机组运行进行全方位的深刻调整。我国现有的辅助服务产品主要是调峰，但在电力现货市场建立之后，调峰辅助服务可以逐渐退出市场，转而替代的是更高效的灵活性辅助服务产品，如灵活性爬坡产品等可以在短时间内快速提供上下调节能力的产品。这就需要一部分煤电机组调整自身功能，从基荷供应到为系统灵活性提供保障。国家从2018年开始加快淘汰30万千瓦及以下的落后煤电机组，所以未来存量的30万～60万千瓦亚临界机组应该科学合理地发挥灵活性辅助服务作用，实现由电量型机组向电力型机组转变；而运行年限较长的20万千瓦及以下常规纯凝机组，符合能效、环保标准的应逐步向备用和辅助服务机组转型，不符合能效环保标准的则应逐步退出市场。除了降低煤电机组最小技术出力的深度调峰相关技术研究外，发电企业还应增强负荷爬坡速率、缩短煤电启停时间、增加AGC调频系统性能等相关技术研究，提高煤电机组为系统灵活性服务的能力，从而适应未来大规模可再生能源发展以及电力现货市场建立后的辅助服务市场。

（三）长期容量机制释放中长期价格信号，引导投资转型

低碳转型背景下，未来需要新建可信发电容量和灵活资源（包括储能装置）确保提供充裕备用的同时应对低碳清洁电源间歇特性。容量市场的实施主要是因为世界各国的经验表明，单一电量市场往往无法激励充足的发电投资来确保资源充裕性，特别是在当市场最高限价被压低的情况下。简而言之，如果电量市场稀缺价格上限太低，并且需求响应不能时刻满足可靠性标准，那么就有必要建立容量市场，以确保发电商能够收回固定成本。从中长期完全市场化的角度看，仅按照现货市场的竞价规则来获取发电收益无法弥补备用机组的全部成本。中国的特殊国情，和世界各国电力市场机制建设的经验均决定了在中国引入容量机制的必要性。发电主体按照各自功能从现货市场和容量市场获取相应收益，在监管机制下发挥“市场力量”的作用，真正还原电力的商品属性且兼顾电力“实时平衡”的商品特性。

我国电源结构多元，要充分考虑存量电源成本差异、增量电源结构调整需要等因素，来设计容量激励机制，弥补所需容量因成本高、收益不确定等因素导致的市场竞争不足。美国能够快速调节的燃气机组较多，加之其负荷峰谷差较小，容量市场调峰压力较小，而我国的电力结构以煤电为主，短时间快速启停的能力有限，同时我国近年来大力发展可再生电力，因此有必要深入研究设计符合我国实际需要的容量市场机制。近年来，关于可再生能源的政策讨论中经常被诟病的一点就是中国缺乏美国、欧洲电力系统充足的灵活性特别是气电资源。这固然有资源和技术层面的问题，但是问题的实质实际上是体制机制问题。试问，如果有合理的机制保证灵活性资源在市场中有合理回报，何愁市场不会投资这些资源呢？

应辩证动态看待煤电定位的调整和其系统价值。对于现有煤电容量，应充分利用，通过政策逐步建立完善容量市场，引导煤电积极参与调峰等辅助服务，加强对新能源消纳的支撑。需要指出的是，容量机制不是存量过剩或低效煤电机组的“亏损补偿”机制，而是对满足电力资源充裕度所必需资源的公平且有效的经济激励机制。同时，在转型过程中应审视火电利用小时数这一重要评价指标在新形势下的适用度，考虑煤电定位的调整变化，建立包含发电量、辅助服务、容量供给等服务在内的煤电角色评估机制。

对于我国电力市场而言，尽管现阶段容量市场并未被纳入电力市场建设重点，但建立容量机制仍有其必要性。由于负荷预测具有不可测性，长期来看极端情况下高电价的出现是必然事件（如德国近年来圣诞节期间出现的极高电价）。短期来看，以战略备用为代表的目标容量机制适用于中国电力市场，这是由于我国目前电力供大于求，存在大量老旧机组，战略备用容量机制可以作为老旧机组退出电量市场的合理路径；长期来看，全市场容量机制更适应于我国较为复杂的电力市场，较之于行政管控，以市场为主可以更好推动容量市场的平稳有序发展，帮助形成健全合理的电力市场。同时，我国各省间电力供需情况差异较大，电力市场设计不可一概而论，应根据各省的不同情况，确定容量市场建设方向。

原文首发于《电力决策与舆情参考》第10、11期