中国能源研究会陈宗法：多重目标下如何让煤电存续发展

“十四五”“十五五”，煤电稳，则行业稳。在能源保供、大力发展新能源、建设新型电力系统、推进“双碳”目标、稳住经济大盘、创建世界一流能源企业等多重目标下，如何综合施策提升煤电企业的多维价值与存续发展能力，从根本上改变煤电企业严重亏损以及“生存难、改造难、发展难、保供难”的问题？根据个人的观察与思考，只有从企业主体、技术创新、市场机制、国家政策等方面共同发力，才能早日让煤电企业走出“谷底”、恢复元气、迎来新的生机。

“十四五”煤电面临的形势、困难以及转机

“十四五”，随着“双碳”目标的推进、新型电力系统的构建、电力市场化改革的深入，以及能源保供压力的增加，发电行业既有新的发展机遇，也有新的风险挑战，并且呈现出“六大”发展趋势，即低碳化提前提速，市场化交易大增，一体化协同发展，智能化建设升级，电气化不断加快，国际化走深走实。在“双碳”目标下，能源是主战场（80%），电力是主力军（40%）。新能源属于绿色低碳能源，将成为能源清洁转型、实现“双碳”目标的“劲旅”，尽管补贴退坡、竞争激烈、风险增加，仍拥有新的发展机遇与更大的发展空间。相反，高碳的煤电挑战大于机遇，未来将受到越来越严格的控制，对此我们必须要有清醒的认识与正确的把握。同时，还应该认识到近中期煤电（2021~2030）仍然不可或缺，将继续发挥“压舱石”“顶梁柱”的作用。

2021年以来，由于市场环境发生急剧变化，特别是来自上游煤炭市场的严重冲击、“十三五”煤炭煤电政策以及运动式减碳的影响，煤电企业经营“入不敷出”，严重缺乏投融资功能，面临“生存难、改造难、发展难、保供难”。具体体现为：

一是煤价高位震荡。2021年，生产原煤41.3亿吨，增长5.7%；进口煤炭3.2亿吨，增长6.6%；煤炭消费量增长4.6%；电力消费量增长10.3% 。由于煤炭供不应求、煤价冲新高，全国耗用电煤约23亿吨，煤电企业增加采购成本超过6000亿元。进入2022年，受俄乌冲突、国际煤价上涨、进口煤减少、国内干旱高温天气、电力需求复苏等因素影响，煤炭存在季节性、区域性供求紧张。由于国家高压管控煤炭市场，上半年煤炭供需紧张的矛盾有所缓解，煤价从高位震荡逐步回归新的合理区间（上限），但明显高于去年同期水平，煤电企业仍然不能承受。中电联统计1～5月煤电企业仍额外增加采购成本1900亿元。下半年煤价走势如何，仍存在较大的不确定性。

二是煤电亏损持续。2021年煤电陷入全面亏损，导致发电企业“道是有盈却无盈”，出现“行业净亏”格局。入厂标煤单价涨幅超60%，电热价格传导16.6%，煤电比价关系严重扭曲，全国煤电企业亏损面最高时接近100%，年末仍达80%以上，亏损额超过3000亿元。其中，五大发电集团煤电发电供热亏损1360亿元，不仅比2020年大幅度减利1609亿元，也超过了2008～2011年煤电三年亏损之和921亿元；尽管水电、风光电、核电、气电共计盈利1232亿元，仍不抵煤电板块巨额亏损。2022年上半年，由于落实电煤中长期合同“三个100%”及电价疏导20%，煤电亏损比去年下半年有所好转，呈现逐季减亏趋势，预计下半年好于上半年，但仍比去年同期增亏减利，五大发电集团上半年仍净亏损187亿元，煤电亏损面超60%。由于“十三五”煤电大幅度减利，特别是进入“十四五”发生巨额亏损，导致负债率高企、现金流短缺、投融资功能减弱、企业信用评级下降。

三是保供压力不减。2021年煤电企业承受了空前巨大的保供压力。进入9～10月，正值水电枯水、北方供暖、冬季用电高峰三期叠加，又面临元旦、春节及冬奥、残奥能源保供任务。当时煤电企业或无煤可买，或无钱买煤，或停机检修，超20个省级电网有序用电，少数省份拉闸限电。国家紧急出台保供稳价措施，要求“高比例开机、高负荷出力”，做到“应发尽发”。五大发电集团成立保供专班，不计代价采购电煤、补充库存，全力以赴多发多供。在“发得多亏得多”的前提下，装机占比47%的煤电贡献了60%的电量，利用小时高达4568小时，同比提高263小时，关键时刻发挥了“顶梁柱”的作用。2022年，能源保供的责任仍然十分重大、压力不减。一方面抗击疫情，复工复产；煤电持续亏损，现金流紧张；俄乌冲突，国际能源价格上涨，进口煤价倒挂；夏季出现罕见的干旱高温，水电出力严重不足，川、渝 、苏、浙、皖等省域出现用电紧张。另一方面要召开党的二十大，实现“六稳”“六保”以及5.5%的经济增长目标，国家要求“决不允许出现拉闸限电”。

四是安全隐患增加。由于煤电亏损、配煤掺烧，消纳新能源、深度调峰，全力能源保供、设备改造欠账，致使一些煤电企业的发电设备存在安全隐患。目前，相当数量的煤电企业为了减亏，不得不配煤掺烧，同时面临缺电保供压力，发展前景又不看好，一些技术骨干流失，因设备检修、改造资金投入不足，设备可靠性明显下降，安全生产压力越来越大。同时，煤电机组灵活性改造按下“快进键”，深度调峰不断创出新纪录，最低负荷率个别的低至15%。由于推进深度调峰时间短，缺乏设计技术，经验普遍不足，只能先试先做，不仅造成机组能耗异常、经济性下降，而且致使设备部件损伤，影响安全稳定运行。

五是改造任务艰巨。目前，煤电机组问题突出，包括存量巨大、占比过高，调峰能力不足，地区发展不平衡，结构优化潜力与能效水平仍需提升，相对竞争力下降。2021年10月，国家印发《全国煤电机组改造升级实施方案》，要求“十四五”推进“三改联动”，节煤降耗改造3.5亿千瓦，供热改造5000万千瓦，灵活性改造2亿千瓦，灵活制造规模达1.5亿千瓦；到2025年，全国火电平均供电煤耗降至300克/千瓦时以下。一方面煤电改造任务重，要求标准高。“三改联动”要求突破节能减排与绿色低碳转型技术，创新供热方式，努力实现“降耗减碳、节能提效”；灵活性改造要求“应改尽改”，最小发电出力达到30%左右额定负荷。另一方面煤电“三改联动”，需投入上千亿元资金，但煤电亏损严重，配套政策不到位，缺乏资金支持，算不过经济账。实践证明，只有政策上到位、技术上可行、经济上合算，升级改造才能落到实处。

六是未来发展堪忧。“严控煤电项目”成为未来发展主基调，但能源保供是现实需要，“严控煤电不等于不要发展”。预计“十四五”煤电装机仍需净增加。而且，新建煤机要求“灵活性制造”，原则上采用超超临界、且供电煤耗更低的先进机组。但是目前一些煤电企业发电意愿、投资意愿“双低”，将倒逼新增投资重点转向新能源。这是因为：煤电长期愿景“不看好”。2030年碳达峰前是煤电最后的发展期，煤电产业生存期为40年左右；煤电亏损垫底，投资积极性不高。2016年以来，煤电经营形势严峻，成本上升、业绩下滑，投资收益率在所有电源项目中连续数年垫底。2021年更是陷入全面亏损，2022年上半年亏损持续；绿色信贷下，煤电属于化石高碳能源，新建项目融资难；燃料成本、升级改造成本、碳排放成本快速上升，市场相对竞争力削弱；煤电战略定位改变，国家配套政策滞后。

尽管煤电伤了元气，存在上述一系列挑战与困难，但同时煤电也开始呈现新的“转机”，今年上半年好于去年下半年，今年下半年将好于今年上半年，有望走出谷底。

——政府社会态度生变，不再是“最不受待见”的电源。数据表明，煤电尽管随着新能源跃增式发展，所占比重明显下降，但仍是我国的主体能源。2021年，煤电装机占比47%，提供了全国六成的发电量，支撑超七成的电网高峰负荷，承担超八成的供热任务，也是煤炭企业、铁路货运的最大客户。俄乌冲突下欧洲能源危机的启示，以及去年我国缺煤限电、今年川渝地区缺水限电的事实证明，煤电仍是我国能源保供的“压舱石”“顶梁柱”，也是构建以新能源为主体的新型电力系统最重要的调节性电源，重新引起了各级政府、社会各方、工商企业的高度重视。

——煤电政策导向生变，不再是“十三五”全面打压的氛围。去年9月以来，全国各地出台了一系列煤电稳供保价政策，从保障电煤量价稳定、疏导电力热力成本、化解经营资金压力、加强体制机制创新等方面着手推进。具体包括税款缓缴、增加银行贷款、拨付国有资本经营预算资金，建立能涨能跌的电价形成机制，增加煤炭产能、释放煤炭产量、高压管控煤价，鼓励开展煤电联营等，不再延续“十三五”煤炭、煤电去产能的“组合拳”，也不再要求工商业电价“只降不升”。

——煤电规划目标生变，不再是社会各方预测的“十四五”小目标。针对近年来煤电新增装机持续下降的问题，从今年初开始，国常会连续十几次部署能源保供，要求加快“推进支撑性电源建设”“再开工一批水电煤电等能源项目”。近期，随着国家给各省的新增煤电规划建设项目指标下达，煤电项目开始加快核准。如广东省8月下旬接连核准7台煤机，并且要求必须在9月底之前开工，2024年底前投运。综合近期各方的信息，为增强能源供应的“稳定性、安全性、可持续性”，守好能源安全“底线”，国家将加码“十四五”煤电规划目标，对今明两年煤电开工、投产的年度目标“增量提速”。显然，一些能源机构、行业协会、研究院校原先预测的“十四五”煤电目标均成了“小目标”。

综上所述，煤电仍是我国能源保供的“压舱石”“顶梁柱”。可以预见，“十四五”甚至“十五五”，煤电稳，则行业稳，能源保供无大碍。如果煤电困难长此以往，新的转机昙花一现，新能源又未立，将会危及国家能源安全大局，严重影响经济社会的发展与稳定。

共同发力提升煤电的多维价值与存续发展能力

“十四五”，在多重目标下，我们必须从企业主体、技术创新、市场机制、国家政策等方面共同发力，有针对性地解决煤电亏损以及“生存难、改造难、发展难、保供难”的问题，以提升煤电企业的多维价值与存续发展能力，促进煤电尽快走出谷底，增强能源保供的可持续性，支撑新型电力系统建设。

煤电企业要转变观念，找准定位，通过技术进步与管理创新，优存量、控增量，提高煤电灵活调节、兜底保供以及市场竞争能力。

目前，新能源从业者经常高估自己发展的价值，而煤电从业者又往往低估能源清洁转型的速度。随着“双碳”目标的落实、推进，水、光、风、核、气、氢能、储能、生物质等清洁能源，将逐步成为电量供应主体。相应地，煤电将由过去的“主体电源、基础地位、支撑作用”，转向近中期（2020~2030）“基础保障性和系统调节性电源并重”，再到远期（2030~2060）“系统调节性电源”,为保障电力安全供应兜底，为全额消纳清洁能源服务。因此，煤电企业要根据新的战略定位，摒弃传统的扩规模、铺摊子、粗放式的发展模式，以“清洁、高效、灵活、托底”为方向，通过技术进步与管理创新，走“煤电+”及“严建、改造、延寿、退出”的路子。

煤电存量资产。“十四五”，煤电存量机组要通过淘汰关停、容量替代、重组整合、“三改联动”、应急备用，达到“低能耗、低排放、高能效”与“弹性出力”的要求，提高灵活调节、应急保障、多能联供、综合能源服务等多维价值，全面参与市场竞争，努力实现扭亏增盈与能源保供。

——关停置换。持续淘汰关停落后煤电机组，实施“以大代小”“以新代旧”，全面推进小煤电关停整合，并允许关停机组进行交易或置换。

——应急备用。建立煤电拆除报告制度，对符合安全、环保、能效要求和相关标准的合规煤电机组可以“退而不拆”，转为应急备用电源。

——重组整合。鼓励煤电联营、资产转让、区域整合、组建煤电一体公司、煤电与新能源打捆，并加大力度整治和规范自备电厂运行，优化资源配置，提升扭亏增盈能力。

——“三改联动”。以30万千瓦、60万千瓦亚临界、超临界煤机为重点，分类实施灵活性改造、节能减污降碳改造、多能联供改造，数字化、智能化、清洁化改造，研发示范推广CCUS技术，加强多煤种、生物质的掺配掺烧，实现煤电的清洁、高效利用。

增量煤电项目。“十四五”，要严控煤电项目，优先扩能改造升级，按需安排能源保供的支撑性电源与促进新能源消纳的调节性电源。预计国家规划2025年煤电发展目标将调增到13亿千瓦以上。因此，煤电企业要抓住当前的“窗口期”，贯彻落实国家能源保供的决策部署、“多能互补”“源网荷储一体化”发展的指导意见以及“煤电+新能源”的发展方向，努力创新发展方式。

——重点建设“电网保供支撑电源、调峰电源、应急备用电源”的煤电项目；

——建设炕口路口、输电端口煤电厂，发展煤电一体、港电一体项目；

——采用世界最先进的发电技术（大容量、高参数、低污染，灵活性调节）；

——积极探索“煤电+新能源”“煤电+储能”“煤电+生物质（垃圾、污泥）”耦合发电，实现多能互补；

——建设虚拟电厂、智慧电厂，参与系统优化运行和市场化交易；

——发展风光水火储一体化项目以及智能高效热力网、多能联供综合能源系统。

要建立与新型电力系统相适应的煤电市场机制，以体现煤电的多维价值，实现可持续发展。

目前，在构建新型电力系统背景下，煤电如何根据新的战略定位，全面参与市场交易，体现煤电灵活调节、应急保障、多能联供、综合能源服务等多维价值？个人建议，要以“五大市场”为重点，建立煤电市场机制，包括探索建立容量市场，完善辅助服务市场，深化中长期、现货电能量市场，形成以容量电价、调节性电价、电能量电价组成的电价体系。同时，要有效对接碳市场，合理管控煤炭市场。

建立发电容量市场，为电力长期安全提供保障。目前，容量市场、两部制电价仍在研究探索中，缺乏固定成本回收机制。建议初期煤电存量机组建立容量补偿机制。由省级价格主管部门核定补偿标准，对备用的容量成本进行补偿，收回相应的固定成本。未来从新建发电容量开始，逐步建立起竞争性发电容量市场。煤电企业通过市场竞争，自主决定新建项目投资，系统运营商向容量供应商提供稳定的合同支付，以换取稳定可靠的电力供应承诺。

完善辅助服务市场，为系统提供灵活调节能力。近年来，辅助服务随意调用、事后统计费用，只在发电侧单边补偿。建议进一步扩大电力辅助服务提供主体、丰富电力辅助服务交易品种、健全市场形成价格机制、完善发电与用户分担共享机制。目前，国内辅助服务品种以调频、调峰、备用等为主，建议增加转动惯量、爬坡、稳定切机、切负荷等品种，并按照“谁提供，谁获利；谁受益、谁承担”的原则，通过竞争方式、市场定价，建立由发电侧并网主体与市场化电力用户双边分担费用、共享收益的机制。

深化电能量市场改革，实现电能的实时平衡。目前，电能量市场存在以下问题：中长期及现货交易价格长期偏低，影响燃料成本回收；高比例中长期合约难以构成有效避险措施；金融性合约无法确保必要的物理执行；中长期交易的连续开展仍待完善；带曲线中长期合约的流动性仍待提高；金融性中长期合约系统性风险的控制难度增加。今后要坚持“三价联动”，完善煤电价格传导机制；完善中长期交易组织，推进电能量标准化交易；探索构建物理合约与金融合约相结合的中长期交易模式；加快研究煤电机组与可再生能源机组辅助服务中长期交易；优化中长期交易限制，加快试点电力期货市场。

有效对接碳市场，促进煤电低碳转型。由高碳电源向低碳电源转变是煤电生存发展的必由之路。今后煤电必须通过节能提效、耦合燃烧、CCUS技术示范推广等路径减碳。去年碳市场开启，并随着碳配额指标的收紧，一方面加速淘汰落后小火电，加快存量煤电减污降碳、节能提效改造，CCUS技术示范应用，促进先进煤机与清洁能源的快速发展，进而推动电力行业绿色低碳发展；另一方面将不断增加碳交易成本和管理成本，对发电成本造成越来越大的影响，需通过电力市场与碳市场的对接，促进煤电减少碳排放成本。

合理管控煤炭市场，实现上下游协调发展。煤、电两大产业，上下游关系关联度极大，关系国计民生。煤炭是煤电企业的“生命之源”，煤价涨落直接决定煤电企业的盈亏；同样，煤电是煤炭企业最大的用户和市场，煤电保有量及盈亏也影响着煤炭资源的转化能力以及煤炭产业的出路。因此，要合理管控煤炭市场，实现上下游协调发展。具体包括：保障煤炭产能合理充裕，建立政府可调度煤炭储备；健全成本调查和价格监测制度，规范煤价指数编制发布行为；严禁对合理区间内的煤、电价格进行不当干预；当煤价超出合理区间，动用储备、增加产能、依法监管，引导煤价回归；加强煤、电中长期合同履约监管，强化期现货市场联动监管和反垄断监管，及时查处价格违法违规行为。

政府部门要总结经验，未雨绸缪，综合施策，大力提升煤电企业存续发展能力。

目前，政府部门如何根据煤电新的战略定位，统筹能源保供、清洁转型、经济发展的关系，进一步优化完善既有的煤电政策，推出“煤电新政”，让落后老小煤电“退得出”，清洁高效煤电“留得住”，新上先进煤电“有回报”， 从根本解决“生存难、改造难、发展难、保供难”的问题，真正让煤电迎来新的生机？

一是要认真总结拉闸限电的经验教训，评估既往的煤电政策。2021年我国缺煤限电持续时间仅两个月（9月初到11月初），缺电集中在高峰或尖峰时段，且发生在平段秋季。主要由于“煤电矛盾”始终没有得到政府有效治理，高涨的煤价下电价无法向用户传导，导致煤电全面亏损。当然，煤炭供应短缺、水电出力不足、新能源间歇出力也是直接的原因。今年，四川又发生短期的有序用电，主要由于高温导致用电负荷激增，干旱导致水电出力锐减，以及本省电源结构单一，负荷中心缺乏电源支撑，与外省电网互联不足。总之，前者由于体制机制问题、后者由于极端气象条件引发的缺电，均属于“非典型性电荒”，与上世纪八、九十年代的硬缺电不同。

因此，全社会必须对能源安全高度重视，对能源转型风险保持警醒，对煤电在能源保供、新型电力系统中的定位、作用需要重新认识与评估；同时，国家有关部门需要对“十三五”实施煤炭去产能、降低用能成本、取消煤电联动、工商业电价“只降不升”等政策进行重新评估。另外，建议将极端天气纳入电力规划考虑；加强电网间交流互联，实现互为备用；优化配置化石能源和可再生能源；对负荷进行合理分类，提高保供经济性、适应性、稳定性。

二是要巩固调整既有的一系列保供稳价政策与措施。2021年9月以来，国家为破解煤电矛盾，缓解煤电亏损，确保能源供应，出台了一系列保供稳价措施，特别是国家先后推出两个重磅文件，即去年10月的1439号文、今年2月的303号文，内容包括：明确煤价合理区间。秦皇岛港5500大卡下水煤基准价由535元/吨上调至675元/吨，合理区间为570～770元/吨，并首次从源头明确了晋陕蒙三个重点产区的出矿价区间，实现“上限保电、下限保煤”。明确合理区间内煤、电价格可以有效传导。在放开全部燃煤发电量上网电价、推动工商业用户全部进入市场的基础上，煤电企业可通过“基准价+上下浮动不超过20%”的电价机制传导煤价在合理区间内的变化，实现“区间对区间”。可见，两个文件的核心精神主要是管控煤价与疏导电价并举，促进煤电合理比价。不折不扣落实这两个重磅文件，仍然面临许多不确定因素和不同利益主体的博弈，对政府监管能力和水平也提出了新的更高要求。

因此，我们要尊重经济规律，坚守煤电联动，回归“合理电价”，让社会成员公平分担能源涨价、清洁转型、能源保供所付出的代价。最重要的是政府部门要协调煤电双方，千方百计落实边界条件，实现煤、电两个市场对接，特别要坚决落实电煤中长期合同“三个100%”。应该说，今年以来，取得了明显的成效，但仍须进一步发力。同时，要进一步深化煤电“基准价+上下浮动”的电价形成机制和燃料成本传导机制，包括提高煤电基准价，或放宽涨跌幅限制。个人建议，为匹配下水煤基准价由535元/吨上调至675元/吨，建议国家相应提高燃煤平均基准电价，由0.38元/千瓦时增加到0.45元/千瓦时，实现“基准对基准，区间对区间”；如果煤电基准价不变，建议放宽涨跌幅20%的限制。

三是根据煤电新的战略定位，抓紧推出“煤电新政”。随着煤电近中期转向“基础保障性和系统调节性电源并重”、远期转向“系统调节性电源”，煤电利用小时将持续下降，需要对传统的煤电政策进行一系列调整、完善、创新。包括：持续推进煤电市场化改革。建立全国统一电力市场体系，健全有效竞争的电力市场交易机制，包括容量市场、辅助服务市场、电能量市场，形成以容量电价、调节性电价、电能量电价组成的电价体系。坚持“三价联动”不动摇。要有效管控煤价、疏导煤电电价、完善价格传导机制，实现动力煤价、上网电价、用户电价“三价联动”。完善“三改联动”激励政策。“在财政、金融、价格等方面健全完善相关政策，对煤电机组改造升级工作予以支持”，并“健全市场化交易机制”，各地要有具体化、实质性政策措施。建立完善能源保供及新能源消纳政策。针对“退而不拆”的煤电机组，探索建立覆盖应急备用电源的容量成本回收机制以及“新能源基地+煤电调节电源”的价格补偿机制。加大煤电关停、退出企业补偿政策。除了电量、经济补偿外，出台煤电企业员工就业培训、分流安置、社会保障办法。提倡存量煤电配置新能源资源，并鼓励煤电与煤炭、可再生能源联营，构建多能互补产业链。

本文刊载于《中国电力企业管理》2022年9期，作者系中国能源研究会理事