深度 | 我国发电企业面临的困境及应对之策

电力作为关系国计民生的基础和先导产业，是保障经济社会发展的动力之源。近年来，在大力践行“双碳”目标和加快构建新型能源体系背景下，我国能源绿色转型加速推进，电力装机规模稳居全球首位，电源结构持续优化，能源保障基础不断夯实，为经济社会发展提供了强有力支撑，尤其是《能源法》正式出台，为电力未来发展勾画出新蓝图、迎来新纪元。与此同时，我国发电企业面临着季节性需求变化大、供给制约因素多、风光弃电上升、大范围余缺互济能力不足、绿色低碳转型任务艰巨等一系列挑战，呈现出“旧疾”与“新症”并存局面，如何统筹好能源电力安全保障和低碳转型之间平衡，实现高质量发展和高水平安全良性互动是摆在其面前的一道重要课题。

（来源：电联新媒 作者：徐进 董达鹏）

发电企业仍在困境中求生

煤电固有“难题”待解

煤电保供压力不减。尽管近年来可再生能源发展迅速，但煤电仍是我国电力供应的主体，对能源安全保供的重要性依然突出。截至2024年6月底，我国煤电装机容量11.7亿千瓦，占总发电装机容量的38.1%，发电量占比为61.9%。这表明尽管煤电装机容量占比呈下降趋势，但发电量仍占据主导地位，充分彰显了煤电在电力系统安全供应中“稳定器”和“压舱石”的作用。中长期看，我国煤电保供责任依然十分重大：一方面虽然世界经济增长乏力，局部性的地区性冲突和动荡加剧，但我国经济仍保持着一定增长态势，能源消费需求存在刚性增长。然而我国以煤为主的能源资源禀赋短期内难以改变，再加上极端天气频发，能源供应区域性、时段性紧张问题时有发生，直接增加了煤电的保供压力；另一方面，新能源间歇性、波动性特征明显，其大规模高比例并网，对电网安全稳定运行带来前所未有的挑战，需要更多的煤电灵活性调节资源支撑保障新能源高水平消纳。

“煤电顶牛”难题未解。“煤电顶牛”是我国煤炭与煤电行业长期存在的“老大难”问题，根本原因在于市场煤和计划电矛盾难以调和，不仅影响了煤电企业的正常运营，也制约了整个电力市场的健康发展。“十四五”前两年，煤价的高位运行对下游燃煤发电企业造成了非常大冲击，亏损严重。这两年煤电企业经营状况略有好转，但部分企业仍处于亏损状态，其惨淡的经营业绩与其在电力行业的地位和贡献极不匹配。近年来，我国积极调整煤电政策导向，出台了包括建立能涨能跌的电价机制、煤电容量电价以及增加煤炭产能、加大煤价管控等一系列煤电稳供保价政策，但煤电盈利的基石仍不牢固，只有从根本上理顺煤与电之间的价格关系，才能真正破解“煤电顶牛”难题。

灵活性改造还需发力。煤电机组的灵活性改造是提升电力系统调节能力的重要举措，是推动新能源大规模高比例发展的关键支撑。自2021年10月国家印发《全国煤电机组改造升级实施方案》以来，煤电机组灵活性改造工作已有三年，至今全国煤电机组累计完成灵活性改造3亿千瓦以上，已提前超额完成“十四五”改造目标。但对照2027年“应改尽改”的任务要求，预计2024年到2027年仍需改造2亿-4亿千瓦。客观上讲，改造条件优越的机组通常已优先完成改造任务，后续改造机组无论是在技术上还是经济性上都面临更大挑战：一是当前煤电调峰调频等辅助服务补偿机制经济性不足，再叠加煤电发电利用小时数下降、市场份额受到挤压、煤炭价格高位波动，导致煤电实施灵活性改造无法得到足够的经济补偿，影响了煤电企业的积极性；二是煤电机组在参与分级深度调峰过程中，长时间偏离设计值运行，导致供电煤耗上升，发电运营经济性下降；三是灵活性改造涉及多方面的技术改造，如低负荷稳燃技术改造等，从改造后机组运行效果看，在快速变负荷和长期低负荷运行过程中，安全运行风险相对较高，需要进一步优化改造技术路径，提高机组涉网性能。

低碳化改造充满挑战。我国现役煤电机组污染物排放绩效已经达到世界先进水平，煤电机组的供电煤耗从2006年的370标准煤克/千瓦时降到2023年的303克标准煤/千瓦时，部分先进机组甚至降到250克标准煤/千瓦时以下，但高温室气体的排放问题一直未能有效解决。2024年6月《煤电低碳化改造建设行动方案（2024-2027年）》颁布，进一步明确“加大节能降碳工作力度，统筹推进存量煤电机组低碳化改造和新上煤电机组低碳化建设”，并提出了煤电机组耦合生物质发电、煤电机组掺烧绿氨发电以及碳捕集利用与封存三种改造方式。但从当前看，无论是掺烧绿氨还是CCUS，大多数技术还处于示范验证阶段，尚未实现商业化、规模化运营，成本效益短期内缺乏竞争力。以煤电机组掺烧绿氨发电为例，目前绿氨的价格大概是煤价的8-10倍，常规60万千瓦煤机掺烧20%的绿氨，度电成本将提高0.23元/千瓦时，不仅经济成本高且掺烧绿氨能源转化和利用效率低，如何实现“成本、技术、安全”三者的有机统一，是发电企业实施煤电低碳化改造面临的重大挑战。

新能源现实隐忧“凸现”

新能源弃电势头抬升，消纳利用率呈下降趋势。在新能源装机容量持续快速增长的同时，受电网建设滞后、调度机制不完善等多种因素制约，我国新能源“弃风弃光”呈反弹趋势，整体风光利用率有所下滑，特别是在风光资源丰富的“三北”地区。根据全国新能源消纳监测预警中心数据，今年8月，西藏、青海、新疆光伏利用率低于90%，分别为70%、86.9%、89.7%；风电项目全国平均利用率为96.5%，同比下降1.3个百分点。2024年5月，国务院关于印发《2024-2025年节能降碳行动方案》提出，在保证经济性前提下，资源条件较好地区的新能源利用率可降低至90%。随着新能源消纳红线的放宽，各地新能源接入空间进一步放大，预计未来一段时期新能源消纳问题会更加突出。

新能源参与电力市场加速，结算电价呈下降趋势。伴随新能源发电占比的不断提升和电力系统改革的持续推进，新能源参与市场化交易的进程也逐渐开始提速。2023年，全国新能源市场化交易体量接近7000亿千瓦时，占全部新能源发电量的近一半，部分大型发电企业新能源参与市场的比例已超过50%。除扶贫等特殊类型项目外，存量的风电光伏项目并未享受特殊政策，与新增项目一样仍需等比例参与市场化交易。从交易情况来看，目前绝大多数省份电力现货结算电价均低于燃煤标杆电价，如甘肃省光伏综合电价在0.2元/kWh左右，远低于0.3078元/kWh的燃煤基准价；新疆风电、光伏分别在0.232、0.165元/kWh左右水平，尤其是光伏项目远低于0.25元/kWh的燃煤基准价。电价大幅下降已经成为影响新能源稳定收益的最大风险，导致原有经济性测算模型被彻底颠覆。

新兴能源“远水难解近渴”

绿色氢氨醇技术路线和商业模式还处于探索阶段。在新能源装机规模持续大规模增长，但消纳利用率下行趋势凸显的现实挑战下，新能源开发将不可避免的要向负荷侧进军，未来氢能及其衍生出的绿醇、绿氨，将成为绿电消纳的重要途径。氢作为理想的二次能源，利用风电、光伏发电等可再生电力制备绿氢、绿色甲醇和绿氨具有广阔的应用前景和市场潜力，但现阶段市场机制尚不完善，技术路线和商业模式仍处于探索阶段，与商业化运营相距甚远。据不完全统计，电力央企纷纷推进风光氢氨醇一体化项目，规划的绿醇和绿氨总产能分别超过2000万吨和800万吨，但亮丽的产能规划数据背后却是项目开工率低、推进节奏慢，目前绿醇和绿氨两类项目的开工率分别仅为约2.35%和25.9%。总体而言，我国氢氨醇等可持续燃料产业尚处于发展初期，技术路径不成熟，商业模式不完善，投资经济性差，正成为制约绿氢及其衍生产业规模化发展的关键所在。

新型储能陷入“成长中的焦虑”。新型储能被称为构建新型电力系统不可或缺的关键一环。截至2024年9月底，全国已建成投运新型储能5852万千瓦/1.28亿千瓦时，较2023年底增长80%，在新型储能发展“火爆”背后也隐藏着难言之“痛”：一方面储能电站“建而不用”现象突出。2023年电网侧、用户侧、新能源强制配储项目平均利用率指数分别为38%、65%、17%；另一方面新型储能市场机制和价格机制仍不健全，成本疏导困难，一些地区已投产的储能项目面临出租难、租期短、租赁价格持续下行、实际调度次数远不及预期等问题，现货市场或辅助服务市场运营收益达不到可研设计值，导致大多数新型储能项目经济性偏低，只能“赔本赚吆喝”。此外，企业间无序竞争、产品同质化等问题日益严重，也影响了储能项目的安全性和可靠性。

电力交易存在错位“变形”

优惠电政策扭曲了定价机制。过去几年，一些电力输出大省为了招商引资，无差别的将非战新产业纳入优惠电享受范围，这不仅降低政策的有效性，而且容易造成竞争的不公平。优惠电政策往往导致电价信号扭曲，打破了原有定价机制，引发定价机制失据，使得发电企业难以形成有效的市场策略。同时，优惠电政策也使得部分用户过度依赖低价电力，缺乏提升技术水平的动力。2021年8月，国家发改委发文严禁对电解铝行业实施优惠电价；2022年，云南省发改委要求全面取消优惠电价；2024年，四川省电力交易政策取消战略长协，一些高耗能企业的优惠电价被取消。短期来看，取消优惠电会降低产业基础薄弱地区的投资吸引力。在电力成本增加的情况下，部分投资项目肯定会转向综合成本更低的地区，这对依赖外来投资的地区造成不小挑战。但从长期来看，取消优惠电政策有助于市场主体的公平竞争，鼓励企业参与电力现货市场交易，促进新能源发电及储能行业发展。

双轨制影响发电企业电力交易策略。我国电力市场正处于由此前偏“计划性”电量和电价形成机制向更加“市场化”形成机制转变中，造成了目前“计划电”和“市场电”同时存在、双轨并行的特殊格局。在计划和市场双轨运行机制下，电力现货市场建设相对缓慢，大部分地区依然仅通过中长期交易确定电价，没有建立真正的市场化定价机制。而中长期交易通过“政府核定的燃煤基准价+上下浮动比例”形成的价格机制，本质依然为政府核定电价，是成本加成与煤电联动的定价体系，市场价格发现功能仍然尚未完全实现。由于电力现货市场发现的真实价格被掩盖，目前许多省电力中长期交易依然沿用计划模式，基本上都在“基准价+上浮20%”的价格上限成交，使得各发电集团内部电力交易价格等经营指标趋同，呈现出“默契”的稳定状态。

内部交叉补贴问题明显。发电企业内部不同业务板块之间，特别是煤电与其他电源品种，经常出现“交叉补贴”的现象；还有更加普遍的发达地区用户对欠发达地区用户、高电压等级用户对低电压等级用户、大工业和一般工商业用户对居民和农业用户进行的“交叉补贴”。这些交叉补贴本身就是一笔“糊涂账”，既不公平，也无效率，不仅削弱了价格的杠杆作用、增加了发电企业的经营成本，也扭曲了电价信号和电力市场的供求关系，不利于电力资源科学配置，已成为影响电价改革、电力市场建设、营商环境改善的重要因素。

破解的“良方”与“密钥”

持续深化电力市场化改革

当前，发电企业面临的困境主要是由于电力市场化改革不到位引起的，属于制度性原因，破局的关键有赖于持续深化改革：一是变电力双轨制为单轨制。加快电力现货市场建设进程，引导现货市场更好发现电力实时价格，真正将成本加成的政府核价机制转变为供需定价的市场化定价机制，推动具备条件的地区及时进行电力现货市场的不间断结算试运行工作，通过市场竞争体现分时价格，真正形成由供需决定市场价格的机制；二是健全煤电价格疏导机制。目前燃煤发电采用“基准价＋上下浮动”市场化价格机制，但发电企业“话语权”较小，当电煤价格高企时煤电基准价难以随之调整，难以真实反映煤电生产成本。需要进一步完善煤电市场化价格形成机制，合理设置煤电基准价和浮动范围，及时反映电煤燃料成本变化，使基准价发挥价格基准的作用；三是减少政府对电价的不当干预。坚决取消各地自行出台优惠电价措施，尽量避免行政等场外因素对电价形成机制的影响，鼓励企业参与电力现货市场交易，让电价回归其市场的本来面目，引导企业做出更加科学审慎投资决策以及生产模式的科学调整。

不断提升电力市场交易能力

《能源法》明确提出要建立全国统一的电力交易市场，推动建立功能完善、运营规范的市场交易平台，拓展交易方式和交易产品范围。这表明电力全面参与市场交易是大势所趋，电力现货市场将逐步扩大。但现货交易会给电力资产收益带来极大不确定性，从部分省份风电、光伏参与现货市场运行情况看，如山东、山西省，在一些月份或现货时段出现了零电价甚至是负电价，导致新能源现货收益偏低，全年发电收入不可避免地受到冲击，从而给发电企业带来新挑战。如何提升参与电力市场交易的能力，防范消纳和电价风险，已成为发电企业获得市场竞争优势的重要法宝：一是加强对电力交易规则的研究。高度重视电力交易政策与规则迭代给企业经营带来的影响，熟练掌握交易知识、交易规则和交易技巧，为交易决策提供充分依据；二是强化电力生产与交易协同配合。利用先进的数字信息技术，开发智能化电力交易辅助决策工具，优化新能源现货交易策略，加强风光电预测系统建设，提升风光功率预测的准确性，降低因发电功率不稳定、预测难度大而带来的偏差考核费用支出；三是积极参与绿证和绿电交易。主动与电力交易机构、绿证核发机构进行对接，做好已投产可再生能源项目建档立卡和绿证核发，持续加大绿证交易和跨区域绿色电力交易力度，在促进可再生能源消纳的同时，充分体现绿电的电力商品价值与环境价值，促进提高绿色能源资产收益。

持续推动“两个联营”

2022年12月，国资委与在京部分央企座谈会上提出，要科学有序推进碳达峰碳中和，深化煤炭与煤电、煤电与可再生能源“两个联营”。2023年1月，国家发改委召开例行新闻发布会，提出持续推进国有经济布局优化和结构调整，推进煤炭与煤电、煤电与新能源“两个联营”。“两个联营”是在过去煤电联营基础上的全面升级，在持续深化煤电与煤炭联营新模式的基础上，推动煤电与新能源优化组合、一体化开发，有力促进传统能源和新能源优势互补、相互带动：一方面要落实好煤电与煤炭实质性联营。发电企业要下大力解决电厂煤源问题，积极谋划与煤炭企业合作开发煤炭资源，新建煤电项目在开发过程中争取配套一定储量的煤矿开发权，努力与煤企之间建立长期稳定的战略合作，主动构建煤矿与电厂定点、定量、定煤种的稳定供应模式；加强煤炭企业与煤电企业间的专业化整合和战略性重组，将双方的合作关系从应急性保供转变为通过股权合作、整体开发实现体制性稳定性保供，建立利益共享、风险共担的煤电合作机制，从根本上缓解“煤电顶牛”矛盾。另一方面要推动煤电与新能源实质性联营。推动新建煤电项目以一定比例获取新能源指标，按照一定比例与煤电同步建成投产，确保打捆收益满足最低要求；推动以煤电为基础支撑，争取一批特高压外送通道配套基地，打造一批一体化的多能互补能源基地；大力开展“煤电+”，积极探索“煤电+新能源”“煤电+储能”“煤电+生物质”耦合发电，全面提升发电企业多品类电源协同发展能力。

加快打造新质生产力

面对煤电经营环境的深刻变革，以及新能源日益加剧的消纳形势和投资风险，发电企业必须坚持以科技创新为驱动，加快探寻产业转型和产业换新之路：一是大力推动传统煤电转型升级。持续推动存量机组“三改联动”，稳步推行燃煤机组掺烧绿氨示范项目，积极尝试煤电机组多源固废耦合发电，推动煤电机组在资源循环利用和生态环境保护中发挥更大作用；二是多措并举推动新能源提档升级。重点围绕“源网荷储”和“多能互补”两个一体化，大力推广综合智慧能源服务，加大云大物移智等现代信息技术在新能源领域应用，积极推动新能源产业与传统能源、其他产业深度融合发展，从根本上解除新能源成长中遇到的“烦恼”；三是大力开展前沿技术攻关和研发。围绕新型电力系统建设方向和电力“卡脖子”难点，切实加大研发投入，提高研发投入强度，加强新型储能、深远海风电、氢能、智慧能源等前沿技术攻关、示范和产业化应用，加快打造原创技术策源地；四是加大新兴业态人才培育。新产业需要新人才。譬如，绿色氢氨醇产业涉及电力和化工两个领域，发电企业在电力领域拥有丰富的技术和人才储备，但缺乏化工领域的工程业绩和专业人才，迫切需要加大相关复合型人才培养，为新兴电力业态发展提供坚强人才保障。

推动体制机制深层次变革

发电企业大多是从计划经济走过来的国有“老”企业，体制僵化、机制不畅、人浮于事、“跑冒滴漏”现象不同程度存在‌，严重制约企业高质量发展，需要通过深化体制改革、优化机制建设、加大职能转变予以解决：一是加快实施国企改革深化提升行动，不断优化企业管理架构和组织结构，推行小总部、大部制和扁平化管理，通过治理、活力、布局的深层次变革，全面提升管理效能，带动思想、管理、形象的整体性跃升；二是深化劳动、人事、分配制度“三项制度”改革，建立健全“干部能上能下、人员能进能出、收入能高能低”用人机制，实施末等调整和不胜任退出机制，破除用人积弊，不断提升员工的工作积极性和主观能动性‌；三是推动市场化运营，全面引入市场化的价格形成机制，构建完善的内部市场分级和价格结算体系，用好市场机制这一“无形之手”，努力实现资源配置效率最优化和效益最大化；四是加强精细化管理和精益化生产，借助数字孪生等技术，推动无人生产、无人巡视和远程操控，尽量避免机组非停和出力受阻，确保发电机组按时归调、应开尽开、应发尽发、稳发满发，全面提升企业管理水平和业务运作能力，多措并举实施降本增效，不断打造成本优势，切实增强核心竞争力。