陈宗法：“十四五”煤电面临的形势、困难及转机

　　“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?根据笔者个人的观察与思考，唯有从企业主体、市场机制、国家政策等三方面共同发力才能早日让煤电企业走出“谷底”、迎来新的生机。

　　一、煤电企业要转变观念，找准定位，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，以水、光、风、核、气、氢能、储能、生物质等为内容的清洁能源，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，走“煤电+”及“严建、改造、延寿、退出”的路子。

　　1.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、60万亚临界、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。

　　2.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，煤电企业要利用当前的“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。

　　二、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。

　　1.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。如山东、广东、云南等省。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。

　　2.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，建立应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。

　　3.深化电能量市场，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。

　　4.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、示范推广CCUS技术等路径减碳。去年碳市场的开启，并随着碳配额指标的收紧，对煤电企业节能改造、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。

　　5.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。

　　三、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?

　　1.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、新能源间歇也是直接的原因。今年，四川又发生短期的拉闸限电，主要由于高温导致用电负荷激增，干旱导致水电出力锐减，以及本省留用水电有限，单一水电的电源结构，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。

　　2.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：(1)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”。(2)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。如何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。最重要的是要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。

　　3.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：(1)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。(2)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”。(3)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。(4)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。(5)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。(6)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。

本文系《中国电力企业管理》稿件，作者供职于中国能源研究会。