煤价电价“两头挤压” 煤电企业承压转型

　　在促进煤电有序发展系列政策措施推动之下，近年来煤电扩张冲动得到有效遏制，燃煤电厂也在通过超低排放改造等举措实现减污降碳。不过，受低利用小时数、高煤价、低电价等因素影响，整个煤电行业近些年普遍亏损。业内认为，电力行业碳达峰，关键看煤电，而“十四五”时期煤电如何谋划绿色低碳转型，又成为关键中的关键。

　　煤电扩张冲动“刹住车”

　　按照2020年6月国家发展改革委等六部委的要求，至2020年底全国煤电装机规模需控制在11亿千瓦以内。来自中国电力企业联合会的数据显示，全国煤电装机总量在2020年底达10.8亿千瓦，如期完成前述约束性目标。

　　这表明，在“十三五”时期出台的促进煤电有序发展系列政策措施之下，2014年以来的煤电扩张冲动得到有效遏制。

　　据部分受访的业内人士介绍，当时火电项目的审批权与环评审批权相继下放至省一级，煤炭价格也处于较低水平，地方政府和企业对上马煤电项目热情高涨，投资热度迅速上升，市场在短时间内走向饱和，产能过剩的潜在风险逐步显现。

　　2016年，国家发展改革委、国家能源局接连下发三份重要调控文件，对煤电项目规划建设情况开展专项监管，提出要“取消一批、缓核一批、缓建一批”。这也为我国稳步改善能源结构、推动绿色低碳转型打下坚实基础。

　　据中电联统计，“十三五”期间我国煤电装机年均增速为3.7%，占发电总装机容量的比重从2015年底的59.0%下降至2020年底的49.1%。这是我国多年来煤电装机占比首次低于50%，对于一个“富煤、贫油、少气”的国家来说，要实现这一成果并不容易。

　　同时，淘汰关停落后煤电机组、燃煤电厂超低排放改造等工作有序开展，也助推了“减污降碳”。

　　国务院新闻办公室去年12月发布的《新时代的中国能源发展》白皮书披露，截至2019年底，经过改造后实现超低排放煤电机组达8.9亿千瓦，占当年煤电总装机的86%，建成世界最大的清洁煤电供应体系；超过7.5亿千瓦煤电机组实施节能改造，供电煤耗率逐年降低，发电效率、污染物排放控制达到世界先进水平。

　　今年全国两会上，碳达峰、碳中和成为热点，不少代表委员都围绕能源转型提出建议。对此，国家能源局主要负责人表示，将制定更积极的新能源发展目标，锚定2030年非化石能源消费比重25%和风电光伏装机12亿千瓦以上的目标，构建清洁低碳、安全高效的能源体系。

　　《经济参考报》记者在部分省份走访了解到，各地“十四五”期间对煤电项目的安排更趋理性。例如，安徽省强调“因地制宜、合理有序发展”，除继续推进阜阳华润、淮南潘集、大唐滁州等“十三五”核准在建项目、落实国家新批复的2023年270万千瓦煤电项目外，主要着眼于“十四五”中后期供需形势，有序发展一定规模的煤电项目。

　　四川省除已经在建的天明电厂2×100万千瓦燃煤机组外，“十三五”开始未再规划新增煤电装机，“十四五”后仍无新增计划。为应对新增用电需求，除了水电和新能源，四川还考虑新建一定容量的天然气发电机组。

　　煤价电价“两头挤压”

　　近年来，我国电力供给总体宽松，并且新能源装机快速增长。在清洁能源优先调度的安排下，煤电设备平均利用小时数不断降低。据中电联统计，2020年全国煤电机组的设备平均利用小时数仅4340小时，与2019年同期相比减少了89小时。

　　在此背景下，煤电企业的盈利空间还受到高煤价、低电价的“两头挤压”，行业出现大面积亏损，转型发展、高质量发展艰难。

　　记者走访部分煤电企业发现，2016年煤炭去产能开展以来，电煤供应从宽松逐步转为偏紧、部分地区紧张，带动煤价上涨，令煤电企业承受很大压力。

　　此前，中电联的一份报告显示，2017年电煤价格绝大多数时间处于“红色区间”运行，全行业电煤采购成本比2016年提高2000亿元左右。

　　国家电投集团下属的西南地区某电厂负责人告诉记者，电厂有2/3的煤需要外调，最远的要从山西、陕西运来，到厂价格不算运费就已经达到每大卡12.8分，比本地煤8分至9分的价格高出约50%，但本地煤产能又因多方面原因无法完全释放，只能干着急。

　　另一方面，新一轮电改释放红利，市场化交易电量扩大，电力用户得到了实惠，但对于煤电企业来说，更多的感受是上网电价不断降低、盈利空间被压缩。甚至有企业认为，这一轮电改初期由于市场机制不完善，地方政府干预较多，形成了发电企业单边降电价的局面。

　　记者从国投集团所属国投电力控股股份有限公司获得的一份资料显示，其控股的、分布在多地的5家火电企业电价降幅逐年增大，现已达5.15分/千瓦时，2020年累计市场化让利达15.52亿元。

　　浙能电力在2019年7月发布的一份公告称，浙江省统调燃煤机组上网电价每千瓦时降低1.07分(含税)，调整后预计2019年公司全资及控股燃煤发电企业将减少营收约3亿元。

　　在煤电比较集中的西北地区，煤电企业靠自身改革已难以纾困。国务院国资委安排西北五省区的40个中央企业煤电项目按照“一省一企”实施整合试点，通过整合资源缓解经营困难，但也引来了质疑。

　　去年冬天，江西、湖南等地都出现电力供应紧张的情况。除了用电需求增长迅猛、极端天气影响等因素外，电厂保供积极性的因素也不容忽视。一位从事电力调度的业内人士直言不讳：“在长期经营困难的情况下，电厂采购高价煤来保供的积极性肯定不高。”

　　受访煤电企业、电网企业的人士呼吁，煤电对电网稳定运行有着至关重要的作用，有关部门应关注煤电行业“两头承压”的生存现状，加快推进能源定价机制市场化改革，全面疏导价格矛盾，促进整个产业链健康发展。

　　“十四五”是煤电转型发展关键期

　　我国的资源禀赋决定了能源结构以煤为主。电力行业碳达峰，关键看煤电，而“十四五”时期煤电如何谋划，又成为关键中的关键。

　　部分受访业内人士认为，新能源的出力特性，加上现阶段储能技术经济性、安全性尚不具备大规模商业化应用条件，决定了今后及未来一段时间，煤电仍是电力供需保障的“压舱石”，但其功能角色需要转变。

　　“煤电仍将作为保障能源安全、电网安全和支撑新能源发展的基石，功能作用将发生重大转变。”国网新疆电力公司经济技术研究院院长赵志强认为，未来煤电将由主力电源向基础电源转变，逐步向支撑性、调节性、保障性电源转变，其作用将由电力、电量双重作用向电力作用转变。

　　赵志强同时强调，“十四五”时期能源发展应避免“实现碳达峰完全依靠新能源”和“煤电发展不加限制”两种极端化的发展倾向，合理有序安排煤电规模，坚持高效、低碳、清洁、有灵活性的标准，并继续推动煤电超低排放和节能改造技术研究，进一步提升煤电清洁化水平。

　　国家电网榆林供电公司总经理孙自安认为，火电机组调峰能力强、供应稳定、电源质量高，为了保障系统安全稳定运行、满足调峰需求，在新能源大规模发展背景下，火电的建设也是必不可少的，关键在于遏制盲目的、非理性的投资冲动。

　　煤电机组灵活性改造也需加快推动。业内人士指出，在电力系统中灵活调峰电源至少要达到总装机的10%至15%，但我国目前还不到6%，这已成为能源转型的主要瓶颈之一，大幅提升电力系统调节能力迫在眉睫。相比抽水蓄能、气电和储能，经灵活性改造之后的煤电是目前技术条件下最为经济的调峰电源。《电力发展“十三五”规划》提出2.2亿千瓦的煤电机组灵活性改造目标，但实际完成进度并不理想。

　　与此同时，业内人士还建议不断完善电力市场体系，为清洁能源和煤电的和谐发展提供平台。安徽省能源局副局长杨泽胜认为，应加快构建竞争充分、公开透明、开放活跃、健康发展的市场体系，为煤电灵活性改造、更多参与辅助服务市场等提供舞台。

　　国网浙江电力高级工程师、调控中心副主任项中明认为，煤电应积极参与调峰、调频、调压、备用等辅助服务，将更多的市场空间让给新能源，为新能源健康持续发展提供强有力的支撑保障；低成本的煤电是全社会降低用电、用热成本的基础，对促进经济社会发展、提升人民幸福感具有重要意义。同时，还应特别关注电力系统对包括煤电在内各类能源的消纳，例如可以通过建设高弹性电网，提升电力系统的包容、承载能力，使煤电、水电、太阳能、风能、核能充分耦合，共同助力碳减排。