遵循市場規(guī)律 實現(xiàn)電力供需再平衡

　　我國是煤炭資源比較富足的國家，2018年煤炭產(chǎn)量達(dá)到36.8億噸，世界第一。煤炭進口量達(dá)到2.8億噸，也是世界第一。2018年煤炭消費量是39.3億噸，占一次能源消費量的59%，雖然我們?nèi)允鞘澜缑禾肯M第一大國，但比例首次跌破60%。到2020年，國家能源發(fā)展規(guī)劃要求這個比例下降到58%。2018年，電煤轉(zhuǎn)化率達(dá)到52.9%，而世界電煤轉(zhuǎn)化率平均達(dá)到78%，美國和歐洲分別可達(dá)80%和90%。

　　煤電在我國的總體裝機容量約為10億千瓦，位居世界第一，占電力總裝機容量比例約53%。燃料成本占發(fā)電成本60%左右，由于近兩年煤價較高，燃料成本占總成本比例提升到70%左右。煤、電兩大產(chǎn)業(yè)關(guān)聯(lián)度極高。火電企業(yè)的生存狀況如何，主要看煤炭價格。而發(fā)電行業(yè)整體經(jīng)營狀況如何，主要看煤電的情況。煤與電兩大產(chǎn)業(yè)本應(yīng)唇齒相依、協(xié)調(diào)發(fā)展、互利共贏，但實際情況并不如此，煤電“頂牛”、煤電矛盾周期性出現(xiàn)。

　　分析五大發(fā)電集團的經(jīng)營業(yè)績，2015年達(dá)到高峰，2016年“腰斬”，2017年“觸底”，2018年有所好轉(zhuǎn)，但仍未脫離困境。煤電行業(yè)在經(jīng)歷了2008-2011年的第一個困難時期后，從2016年到現(xiàn)在又處于第二個困難時期。當(dāng)前煤電企業(yè)陷入困局，是多方面綜合因素作用的結(jié)果。

　　首要因素是能源清潔轉(zhuǎn)型，“去煤化”浪潮。第二個因素是氣候變化，環(huán)保“風(fēng)暴”。第三是煤炭行業(yè)市場化，反映供需關(guān)系，價格漲落波動，導(dǎo)致煤電矛盾不斷爆發(fā)。第四是供給側(cè)結(jié)構(gòu)性改革，2015年從煤炭和鋼鐵開始，后來延伸到煤電、農(nóng)業(yè)等等?，F(xiàn)在看來，煤炭去產(chǎn)能拯救了煤炭行業(yè)，對火電行業(yè)帶來了較大沖擊。第五是降低用能成本。2015年以來，政府、市場雙管齊下，電價進入到一個持續(xù)下降的通道。第六是2002年和2005年的兩次電力體制革命，導(dǎo)致了煤電的巨量擴張、市場化交易電量的大增。

　　十九大報告提出要“構(gòu)建清潔低碳、安全高效的能源體系”，能源消費總量是有“天花板”的，不能突破50億噸標(biāo)煤，煤炭占比到2020年要下降到58%以下，煤電裝機到2020年要嚴(yán)格控制到11億千瓦，占比下降到55%。而到“十二五”末期，2015年我國煤電裝機已經(jīng)達(dá)到9億千瓦，如果不加控制，到“十三五”末，也就是到2020年，可達(dá)12.5億千瓦。實際上，從2015年9個億到2020年11億，5年間控制只增長2億千瓦依然是困難的，因為煤電是滾動發(fā)展的，且“十二五”期間，在建、核準(zhǔn)、納入規(guī)劃的煤電規(guī)模超過3.5億千瓦，當(dāng)時煤電效益較好，一些企業(yè)仍有投資沖動。同時，煤電發(fā)展的政策環(huán)境日趨收緊。2015年開始執(zhí)行煤電預(yù)警，嚴(yán)禁新增煤電；對已經(jīng)建成的煤電要求進行超低排放、節(jié)能、靈活性改造，并對煤耗、碳排放強度進行明確要求，啟動碳排放權(quán)交易，還開展嚴(yán)格的環(huán)保督查。

　　兩次電力改革對煤電帶來的影響也不容忽視。2002年進行的“廠網(wǎng)分開，競價上網(wǎng)”改革。由于培育了新的投資主體，五大發(fā)電集團如“五虎下山”搶占市場，新上了大量煤機，到2018年煤電占比平均達(dá)到85.34%。2003年到2008年，這六年以煤電為主的規(guī)模擴張有目共睹，基本解決了中國缺電的問題，但也帶來了煤電矛盾、煤電擴張、煤電巨額虧損、資產(chǎn)負(fù)債率高企等問題，從2009年開始不得不走上轉(zhuǎn)型發(fā)展的道路。如果說上一輪電力體制改革帶來了煤電的大發(fā)展，而這一輪改革的核心則是市場化交易。從2017年有序放開發(fā)用電計劃，2018年放開四大行業(yè)用戶，再到2019年全面放開經(jīng)營性用戶發(fā)用電計劃，意味著發(fā)電行業(yè)全面競價的時代即將到來。2016年，全國市場化交易電量只占19%，2017年26%，2018年30.2%，2019年可能要超過40%，到2020年估計可達(dá)60%到80%。而煤電在市場化交易中首當(dāng)其沖，交易價格大幅下降，區(qū)域不一。青海、云南、廣東等地較標(biāo)桿電價的降幅明顯，前兩者達(dá)到度電0.1元。到了2018年，降價幅度趨向理性。

　　供給側(cè)結(jié)構(gòu)性改革，嚴(yán)控煤電新增產(chǎn)能對煤電的長期發(fā)展是有利的，化解煤炭過剩產(chǎn)能則對煤電行業(yè)產(chǎn)生了較大的負(fù)面影響。根據(jù)2018年的煤炭行業(yè)報告，煤炭去產(chǎn)能任務(wù)已基本完成，這導(dǎo)致煤炭價格大幅度反彈，出現(xiàn)了“廠型”波動。2016年全國煤炭產(chǎn)量為33.6億噸，同比下降了9.4%，但是煤炭需求同比增長了0.5%，出現(xiàn)供不應(yīng)求。2017年，煤炭行業(yè)利潤增長了近300%，而煤電出現(xiàn)大面積虧損。到2019年，供需形勢略微轉(zhuǎn)向平衡，價格有所下降，市場電煤基本保持在585元/噸左右。

　　近年來，降低用能成本已經(jīng)成為中央經(jīng)濟工作會議、中央政治局會議、國務(wù)院常務(wù)會議和兩會的重要議題之一。為支撐實體經(jīng)濟的發(fā)展，既通過市場化交易方式降價，又通過下調(diào)標(biāo)桿電價降價。2013年至今，全國共調(diào)整了五次燃煤標(biāo)桿上網(wǎng)電價，其中四次是下調(diào)，只有一次是上調(diào)。發(fā)電行業(yè)為提升了工商業(yè)企業(yè)競爭力做出了一定貢獻。

　　面對煤電行業(yè)的系統(tǒng)性風(fēng)險，筆者認(rèn)為，只有綜合施策，才能在生存中有所發(fā)展。

　　第一，認(rèn)清形勢，找準(zhǔn)定位。煤電不可能再像過去一樣“獨步天下”，而要逐步由“主體電源、基礎(chǔ)地位、支撐作用”轉(zhuǎn)向“基荷電源與調(diào)節(jié)電源并重”，為全額消納清潔能源調(diào)峰，保障電力安全供應(yīng)兜底。這并不意味著10.1億千瓦的煤電都將用于調(diào)峰，一部分還是要繼續(xù)作為發(fā)電主力，還有一部分用于調(diào)峰。按照國家的規(guī)劃，2030年清潔能源供應(yīng)電量占比要超過50%，分布式能源、多能互補也正在成為重要的新型供能方式，能源清潔轉(zhuǎn)型已是國際趨勢。哪怕是美國，即便仍有相關(guān)政策重視煤炭的開發(fā)和利用，在2019年3月，美國宣布美國進入“能源新時代”，強調(diào)創(chuàng)新和化石能源的利用，重點是油和氣，同時也要“減煤”，大力發(fā)展可再生能源。根據(jù)相關(guān)統(tǒng)計數(shù)據(jù)，美國煤炭消費比重從2000年的24.6%下降到2017年的14.3%。隨著清潔能源占比的進一步提高，下一步煤電還是要通過靈活性改造、輔助服務(wù)，來提高電網(wǎng)的調(diào)節(jié)能力。

　　第二，以退為進，主動減量。2007年以來，煤電積極“上大壓小”1億千瓦，“十三五”又淘汰落后產(chǎn)能0.2億千瓦，停緩建1.5億千瓦，共計2.7億千瓦。但煤電仍然存在存量巨大、占比過高、設(shè)備閑置、經(jīng)營困難等問題。為此，應(yīng)采取以下措施：

　　深化供給側(cè)改革，主動減去“無效供給”。一方面要繼續(xù)落實“十三五”國家和地方政府有關(guān)化解煤電過剩產(chǎn)能、淘汰落后產(chǎn)能的政策，對不合要求的30萬千瓦以下煤電機組實施“強制關(guān)停”；另一方面，發(fā)電行業(yè)要抓住機遇，利用關(guān)停補償政策，對一些超齡服役、扭虧無望、能耗環(huán)保安全不達(dá)標(biāo)、又無力投入改造的老小機組，或者未予核準(zhǔn)、證照不全的違規(guī)煤電機組，因地制宜實施“主動關(guān)停”，提高設(shè)備利用效率。

　　遵循市場規(guī)律，慎鋪“新攤子”，實現(xiàn)電力市場供需的再平衡。“十三五”期間，國家禁止京津冀、長三角、珠三角及紅橙色預(yù)警省域新建煤電，全國停緩建煤電1.5億千瓦。目前，千萬不能因為“十三五”用電量實際增長好于預(yù)期，煤電利用小時略有回升，又盲目上新項目。對目前我國4200左右的煤電利用小時，不能簡單對標(biāo)美國認(rèn)為是合理的、現(xiàn)實的。中美國情不同、發(fā)展階段不同、體制機制不同，美國是發(fā)達(dá)國家，依靠油氣，市場機制，電價科學(xué)。我國通過推進供給側(cè)改革，努力恢復(fù)到4800-5500小時，這既符合國情、符合歷史、又符合實際，有利于減少設(shè)備閑置、投資浪費，有利于煤電企業(yè)降低能耗、扭虧增盈、可持續(xù)發(fā)展，有利于保障煤電的經(jīng)濟性，以支撐我國較低的電價水平。

　　第三，升級改造，激活存量。面對分布在全國各地的10億千瓦煤電機組，到底應(yīng)該怎么辦？根據(jù)不同的營商環(huán)境，在淘汰關(guān)停的基礎(chǔ)上區(qū)別對待，通過不同的升級改造（超低排放改造、節(jié)能改造、靈活性改造等），優(yōu)化技術(shù)經(jīng)濟指標(biāo)，實現(xiàn)“兩低一高”的（低排放、低能耗、高效率）能源供給水平，增強“冷熱電氣水”多能聯(lián)供的綜合能源服務(wù)能力，增強調(diào)頻、調(diào)峰、調(diào)壓等輔助服務(wù)能力，增強電力市場的競爭能力。

　　事實上，2017年7月，16部委《關(guān)于推進供給側(cè)結(jié)構(gòu)性改革，防范化解煤電產(chǎn)能過剩風(fēng)險的意見》（1404號文)就對煤機升級改造進行了系統(tǒng)的部署，要求在“十三五”期間，實現(xiàn)以下目標(biāo)：超低排放改造4.2億千瓦；節(jié)能改造3.4億千瓦；靈活性改造2.2億千瓦。目前，已經(jīng)取得顯著成效。到2018年底，已完成超低排放改造8.1億千瓦，占全國煤機比重的80%。“三北”地區(qū)完成煤電靈活性改造超過4000萬千瓦，其中2380萬（約60%）在東北。東北有償調(diào)峰輔助服務(wù)費用27.8億元，平均價格0.525元，高于當(dāng)?shù)厝济簶?biāo)桿電價。實踐證明，靈活性改造技術(shù)成熟，每千瓦改造費用120-400元，參與調(diào)峰服務(wù)好于儲能、氣電、抽水蓄能，是煤電的現(xiàn)實選項之一，也有利于新能源的消納。

　　當(dāng)然，目前煤電靈活性改造、參與深度調(diào)峰也給發(fā)電設(shè)備帶來非常大的損耗，部分電廠已在虧損邊緣，改造成本投入困難，甚至在沒有做任何技術(shù)改造的情況下，并非長久之道。因此，煤電企業(yè)要突破單一發(fā)電業(yè)務(wù)的束縛與風(fēng)險，以戰(zhàn)略高度進入熱電聯(lián)產(chǎn)、配電售電、儲能節(jié)能、調(diào)頻調(diào)峰、冷熱電氣水供應(yīng)等領(lǐng)域，實現(xiàn)熱力源網(wǎng)一體、發(fā)配售一體、多能聯(lián)供與輔助服務(wù)并舉，培育新的效益增長點。

　　第四，峰值管理，嚴(yán)控增量。制定電力規(guī)劃、謀劃未來發(fā)展，要與時倶進，改變過去電力短缺時期的慣性思維和發(fā)展通病，根據(jù)經(jīng)濟新常態(tài)特點以及電力供需的變化，實現(xiàn)變革與創(chuàng)新。

　　引入峰值管理，防止出現(xiàn)大規(guī)劃?；仡?ldquo;十三五”電力規(guī)劃，其中一個最大的亮點是提出了煤電裝機到2020年控制在“11億千瓦內(nèi)、占比降至55%”的目標(biāo)，并有一系列保障措施。如果沒有這個“天花板”，盲目發(fā)展，到2020年煤電絕不是11億千瓦，而是12.5億千瓦，甚至更多，煤電的日子會更加“窘迫”。據(jù)預(yù)測，2030年能源需求主要依靠清潔能源，煤電13億千瓦將達(dá)到峰值；2050年煤電裝機將降到6億千瓦，建成現(xiàn)代能源體系。因此，國家編制未來電力中長期規(guī)劃時，要強化煤電峰值管理，既要考慮保供，又要應(yīng)對產(chǎn)能過剩，考慮電力市場平衡。

　　摒棄規(guī)模擴張，發(fā)展要有新概念。今后，發(fā)電企業(yè)面對市場競爭、優(yōu)勝劣汰，首先要改變過去“規(guī)模思維”和“投資饑渴癥”的任性發(fā)展方式，而是應(yīng)當(dāng)依托規(guī)劃，以市場為導(dǎo)向，運用價值思維，實現(xiàn)高質(zhì)量發(fā)展；其次，要聚焦電力主業(yè)，鞏固煤電一體、熱電聯(lián)產(chǎn)、產(chǎn)融結(jié)合、路港配套等傳統(tǒng)優(yōu)勢；第三，要抓住電力市場化改革、能源生態(tài)重塑、產(chǎn)業(yè)跨界融合機遇，推進戰(zhàn)略轉(zhuǎn)型、結(jié)構(gòu)調(diào)整、優(yōu)化布局，著力“綠”色發(fā)展、向“下”延伸、對“外”拓展、介入“新”業(yè)態(tài)，并系統(tǒng)優(yōu)化發(fā)展格局，實現(xiàn)縱向“源—網(wǎng)—荷—儲—用”，橫向多能互補、產(chǎn)業(yè)協(xié)同、區(qū)域平衡。

　　第五，市場競爭，政策配套。國家既要鼓勵煤電進行市場競爭，又要及時調(diào)整配套政策，實現(xiàn)優(yōu)勝劣汰。為促進煤電的健康發(fā)展，煤電要參與市場競爭，長遠(yuǎn)要形成市場定價機制。但在目前市場化改革過渡期，需要保留、調(diào)整、優(yōu)化舊的政策，出臺新的配套政策。近年煤電聯(lián)動政策已被擱置，東北、西南、西北等地的一些煤電廠發(fā)得多虧得多，負(fù)債率連續(xù)多年超過100%，個別電廠出現(xiàn)了200%的負(fù)債率，依靠委托貸款艱難生存。即便不在全國重啟煤電聯(lián)動，局部困難區(qū)域應(yīng)該嘗試重啟。在目前市場化交易中，交易電價受到地方政府限價控制、定向交易，一些環(huán)保電廠也無法獲得超低排放電價補償，希望下一步能夠有所改觀。市場交易中應(yīng)鼓勵發(fā)電企業(yè)、煤炭企業(yè)簽訂“基礎(chǔ)價+浮動價”的煤炭中長期合同。根據(jù)目前的執(zhí)行效果，基礎(chǔ)價偏高，電價基本不能反映煤價的變化。同時，國家應(yīng)當(dāng)鼓勵煤電聯(lián)營、企業(yè)重組，構(gòu)建煤電產(chǎn)業(yè)鏈、供應(yīng)鏈。此外，可探索建立兩部制電價、發(fā)電權(quán)交易、建設(shè)容量市場，保證系統(tǒng)備用資源和煤電的可持續(xù)發(fā)展。（陳宗法　作者為中國能源研究會理事，中國華電集團有限公司副總法律顧問。文章由姜黎根據(jù)2019年7月20日舉辦的eo圓桌討論內(nèi)容整理。）