深度 | 五路追擊下，煤電陷入第二個困難期，該如何解局脫困？

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作者 |陳宗法

近期，一些研究機構、政府部門和能源企業紛紛啟動編製能源、電力「十四五」規劃的準備工作。新規劃基調毫無懸念——未來一個時期，我國將繼續大力推動綠色發展、清潔轉型，可再生能源將持續增長，高碳化石能源將大幅減少。

而此時，我國煤電尚未走出「第二個困難時期」。「十三五」以來，我國煤電經營業績 「坐滑梯」一樣迅速走低：2016年「腰斬」；2017年「跌穿地板」；2018年「坐起」。除虧損外，發電集團的資產負債率長期高位運行，儘管比2008年85%最高時有所下降，2018年仍接近78%，巨額財務費用侵蝕當期利潤。

目前，雲貴川、東北、青海、河南等區域的煤電企業整體虧損，一些煤電企業資不抵債，依靠集團擔保、委貸維持生存，有的甚至被關停、破產，少數電力上市公司業績難以好轉，面臨被ST、退市的風險。

如此嚴峻的形勢也曾出現在2008年-2011年煤電歷史上的「第一個困難時期」，五大發電集團火電板塊累積虧損高達921億元。2012-2014年，火電經營狀況逐年好轉，2015年業績「置頂」，進入2002年電改以來最好的時期。

在能源清潔轉型的大背景下，我國能源結構不斷優化，清潔可再生能源快速發展。但是，至今仍未從根本上撼動「煤為基礎、煤電為主、油氣進口」的能源格局，煤炭、煤電仍屬主體能源。

煤電在能源結構中仍然擁有 「567」的比例優勢。2018年，我國電力裝機達到19億千瓦，其中：煤電裝機10.1億，佔比53%；煤機發電量4.45萬億千瓦時，佔比64%；燃料成本占煤電發電成本70%左右。

在這樣的情勢下，在下一個五年計劃制定的關鍵節點， 如何破解時下前所未有的困惑和尷尬局面、找准現代能源體系中新的定位、保障煤電清潔高效利用與高質量生存發展，仍是繞不開的核心話題之一。

煤電的第二個困難時期

煤電生存之艱，一組數據足以說明：五大發電集團2015年火電利潤高達882億元，而2016年只有367億元，狂降58.4%；2017年火電虧損132億元，除國家能源集團外，四大發電集團均虧損，虧損面達60%。2018年全國火電企業利潤323億元，虧損面仍有43.8%。而今，2019年能否「前行」，2020年能否全面「奔小康」還有待觀察。

不可否認，我國煤電清潔發展取得積極成效，大氣污染物排放快速下降，發電效率持續提高、碳排放強度不斷下降、耗水和廢水排放量逐年減少、固廢物綜合利用水平明顯提升，煤電發電技術和污染物控制技術已達世界先進水平。然而，目前煤電行業卻面臨種種困惑，處於「第二個困難期」，主要表現在：

一是煤電前景不明，社會爭議很大。多年來，在未來的能源結構中要不要煤電，或煤電扮演什麼角色這些問題上，社會上一直爭論不休，始終未形成共識，煤電前景迷茫。

以氣候專家、新能源企業為代表的一派認為，煤炭污染環境，能源清潔轉型就像搬新家，不扔掉煤電這些「舊沙發」，就不可能買可再生能源這個「新沙發」，因為沒空間，我國「三棄」現象就是煤電規模過大造成的。

以煤電企業為代表的一派則認為，不能「妖魔化」煤電，我國是富煤國家，可再生能源不穩定、經濟性差，關鍵時刻還得靠煤電，而且煤電通過超低排放改造實現了清潔利用，還是應該依靠煤電、發展煤電。

二是電力產能過剩，受市場競爭、新能源擠壓，煤電量價齊跌。我國用電量增長已連下台階，「十五」增長13%；「十一五」增長11.1%；「十二五」增長5.7%；「十三五」規劃預計增長3.6-4.8%。目前，我國電力產能過剩，發電行業系統性風險增加。

火電利用小時已從2004年的5991小時，一路下滑，2016年降至4165小時，2017、2018止跌企穩，分別達到4209小時和4361小時，但設備平均利用率已下降到50%左右，大量機組處於停備狀態。

同期，綠色能源發展步伐明顯加快，風、光、水、核、氣、生物質並舉，特別是風電「瘋長」，光伏掀起搶裝「狂潮」，清潔能源裝機佔比大幅度提升。到2018年底，我國非化石能源裝機7.76億千瓦，佔總容量的40.8%；非化石能源發電量2.16萬億千瓦時，佔總發電量的30.9%。而且，近年來新能源補貼退坡，推進平價上網，市場競爭力顯著增強，煤電不得不為清潔能源優先消納作出讓步。

另外，隨着2015年新電改的推進和發用電計劃的大幅放開，全面競價時代已經拉開大幕，煤電首當其衝，「降價潮」席捲全國。一些區域的煤電企業「離不開、活不了」，深陷生存危機。

三是由於煤炭去產能，煤價「廠」型走勢，煤電企業燃料成本高企。2016年，宏觀經濟開始企穩，煤炭需求止跌回升，增長0.5%，因為政府限產、去產能，原煤產量僅為33.6億噸，下降了9.4%，導致市場供不應求，煤價大幅反彈；貴州、東北等地電煤供應「告急」，當地政府不得不出台限運出省措施。2017、2018年儘管產量有所釋放，但煤炭需求放大，煤價高位震蕩，呈「廠」型走勢。

到2018年底，煤炭去產能10億噸的任務已基本完成，煤礦數量減少到5,800處，平均產能提高到92萬噸/年，晉陝蒙新四省區產量佔到全國的74.3%。反映燃料成本的CECI沿海電煤採購5500大卡綜合價，2017、2018年分別在650-700元/噸、571-635元/噸震蕩，均超過國家規定的綠色區間。

「十三五」，煤炭市場的緊平衡與煤價的再度高企，對發電行業的直接影響是搶煤發電、燃料成本大增，導致煤、電行業經營業績冰火兩重天。

四是降低用能成本，降低煤電電價，政府、市場「雙管齊下」。為提升實體企業競爭力，穩定經濟增長，2015年國家推出了供給側結構性改革，降低用能成本。一方面政府不斷下調煤電標杆電價，2013年以來，共4次下調、1次上調，每千瓦時凈下調6.34分，並取消各地低於標杆電價的優惠電價、特殊電價；另一方面通過加速放開發用電計劃、大幅提高市場交易電量、不斷創新交易品種，降低煤電市場交易電價。以某發電集團為例， 綜合交易電價2015-2018年每千瓦時分別降價9.3分、6.3分、4.7分、5.2分。

目前，煤電電價政府、市場雙管齊下，一降再降，幾乎到了「降無可降」的起步，與新電改9號文提到的「交易公平、電價合理」的目標相去甚遠，政府明文規定的煤電聯動也變成了「鏡中花、水中月」，已嚴重危及煤電的生存與保供。

五是環保政策層層加碼，環保邊際效應下降，相關政策執行不到位。「十三五」期間，國家對存量煤電推出一系列嚴厲的環保舉措，從嚴淘汰落後產能0.2億千瓦；限期完成煤機超低排放改造、節能改造、靈活性改造，共計9.8億千瓦，現役煤機煤耗低於310克/千瓦時；清理規範自備電廠，嚴格執行節能環保標準；率先對火電實施排污許可證，排污費改徵環保稅；碳排放強度每千瓦時單位供電控制到550克、煤機865克，啟動碳排放權交易；全面開展中央環保督察、生態文明建設年度評價等。

同時，國家還打出「組合拳」嚴控煤電新增產能，停緩建煤電1.5億千瓦，到2020年，煤電不超11億千瓦，新機煤耗低於300克/千瓦時。由於我國煤機年輕、先進、升級改造不斷，環保的邊際效應逐年下降。

儘管國家激勵節能減排，實施節能調度，出台環保電價合計3.5分/千瓦時，但煤機巨額的環保投入難以保障與補償，特別是環保電價、獎勵電量在煤電競價交易中難以兌現。從長遠看，煤電碳排放成本增加將是未來的新挑戰。

我國煤電之所以造成上述困惑，主要有以下六個原因：

世界氣候變暖，我國霧霾頻現；全球能源清潔轉型，掀起新能源革命；世界「去煤化」浪潮，我國頻現環保風暴，清潔可再生能源快速發展；市場系統性風險增加，煤炭市場供應緊張，電力市場產能過剩，煤電矛盾爆發，煤電聯動不到位；政策導向利好不多利空多，降低用能成本，煤炭去產能；2002年電改導致煤電巨量擴張，2015年新電改導致市場化交易劇增。

總之，這是由氣候環境變化、能源變革走勢、市場風險增加、國家政策導向、電企經營發展戰略、重大事件影響等多種因素疊加、長期綜合作用的結果。

綜合施策方能破解煤電困局

面對種種困惑、嚴峻形勢，今後我國煤電企業如何解困破局、在生存中謀發展？越來越成為電力業內普遍思考、苦苦探索的一個重大而又急迫的問題。個人認為，只有綜合施策，久久為功，才能贏得未來。

（一）認清形勢，找準定位

清潔低碳是未來能源的發展方向，能源清潔轉型是國際化大趨勢。近年來，歐盟正着力進入「可再生能源時代」。如德國頒佈可再生能源法，棄煤、棄核，全力發展風光電，並推行全電氣化戰略。即使是提出「振興煤炭工業」、廢除奧巴馬《清潔電力計劃》、退出《巴黎協定》的美國又如何呢？

實際出乎意料。2000-2017年，美國在能源消費結構中煤炭消費由24.6%下降14.3%；今年4月，可再生能源裝機、發電量雙雙超越煤電，並宣布進入「能源新時代」，強調「創新」與「化石能源利用」，內容是穩油、增氣、減煤、穩核、大力發展可再生能源。

2018年，北上廣深等一線城市，已關停煤電機組，實現「氣化」；青海成功實現「綠電9日」——全清潔能源連續供電；張家口是國家一個可再生能源示範區，氫能產業初具規模；可再生能源消費量增長29%，佔全球增長量的45%，我國非化石能源消費佔一次能源消費比重達14.3%。

今後我國將繼續加快綠色發展步伐，形成水、核、風、光、氣、氫能、生物質等並舉的「清潔大家族」，清潔裝機佔比會大幅提升，意味着煤電生存空間將持續縮減。同時，為根本解決「三棄」問題，需要通過煤電升級改造、建設調峰電源、發展儲能技術、加強需求側管理等，提高電網調節能力。

當然，由於我國富煤缺油少氣、電源結構現狀及煤電的經濟穩定特性，未來煤電仍有一定的發展空間，並在一個較長時期內不可或缺。

對此，我們必須清醒認識，科學預判，把「構建清潔低碳、安全高效的能源體系」作為歷史使命與責任擔當，我國煤電的戰略定位，將逐步由「主體電源、基礎地位、支撐作用」轉向「基荷電源與調節電源並重」，為全額消納清潔能源調峰、保障電力安全供應兜底；清潔可再生能源將成為電量供應主體（2030：佔比50%；2035：超過70%）；分佈式能源、微電網、多能互補等將成為重要的新型供能方式。

（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」又淘汰落後產能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、佔比過高、設備閑置、經營困難等問題。為此，要採取以下措施：

——深化供給側改革，主動減去「無效供給」。一方面要繼續落實「十三五」國家和地方政府有關化解煤電過剩產能、淘汰落後產能的政策，對不合要求的30萬千瓦以下煤電機組實施「強制關停」；另一方面，發電行業要抓住機遇，利用關停補償政策，對一些超齡服役、扭虧無望、能耗環保安全不達標、又無力投入改造的老小機組，或者未予核准、證照不全的違規機組，因地制宜實施「主動關停」，以提高設備利用效率，促進新能源的消納與火電行業的整裝，並實現電力市場由過剩到平衡的轉變。

——慎「鋪新攤子」，實現電力市場供需的再平衡。「十三五」，國家禁止京津冀、長珠三角及紅橙色預警省域新建煤電，全國停緩建煤電1.5億千瓦。目前，千萬不能因為「十三五」用電量實際增長好於預期，煤電利用小時略有回升，又盲目上新項目，還是要繼續落實國家打出的嚴控煤電新增產能「組合拳」。

對目前我國4200左右的煤電利用小時，不能簡單對標美國認為是合理的、現實的。中美國情不同、發展階段不同、體制機制不同，美國是發達國家，依靠油氣，市場機制，電價科學。我國通過推進供給側改革，努力恢復到4800-5500小時，這既符合國情、符合歷史、符合實際，有利於減少設備閑置、投資浪費，有利於煤電企業扭虧增盈、可持續發展，有利於保障煤電的經濟性，以支撐我國較低的電價水平。

（三）升級改造，激活存量

面對分佈在全國各地的超過10億千瓦的巨量煤電機組，到底應該怎麼辦？一句話，根據區域的營商環境，在淘汰關停的基礎上，推進煤電資產的重組整合（資產轉讓、無償劃轉、委託管理），並區別對待，因地制宜，實施煤機的升級改造，優化技術經濟指標，實現「兩低一高」的（低排放、低能耗、高效率）能源供給水平， 增強「三種能力」——「冷熱電氣水」多能聯供的綜合能源服務能力，增強調頻、調峰、調壓等輔助服務能力，參與電力市場競爭與煤炭市場集采能力。

事實上，2017年7月，16部委《關於推進供給側結構性改革，防範化解煤電產能過剩風險的意見》（1404號文)就對煤機升級改造進行了系統的部署，要求在「十三五」期間，實現以下目標：超低排放改造4.2億千瓦；節能改造3.4億千瓦；靈活性改造2.2億千瓦。

目前，已經取得顯著成效。到2018年底，已完成超低排放改造8.1億千瓦，佔全國煤機比重的80%。「三北」地區完成煤電靈活性改造超過4000萬千瓦，其中2380萬（約60%）在東北。東北有償調峰輔助服務費用27.8億元，平均價格0.525元，高於當地燃煤標杆電價。

有專家分析，靈活性改造技術成熟，每千瓦改造費用120-400元，參與調峰服務好於儲能、氣電、抽水蓄能，是煤電的現實選項之一，也有利於新能源的消納。

當然，目前，部分煤電廠已在虧損邊緣，投入困難，如未做任何改造即參與深度調峰，會給發電設備帶來非常大的損耗，並非長久之道。因此，要算好安全賬、經濟帳、未來賬。

（四）峰值管理，嚴控增量

制定電力規劃、謀劃未來發展，要與時倶進，改變過去電力短缺時期的慣性思維和發展通病，根據經濟新常態特點以及電力供需的變化，實現變革與創新。

引入峰值管理，防止出現大規劃。回顧「十三五」電力規劃，其中最大的一個亮點，是提出了煤電裝機到2020年控制在「11億千瓦內、佔比降至55%」的目標，並有一系列保障措施。如果沒有這個「天花板」，盲目發展，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」。

據預測，2030年能源需求主要依靠清潔能源，煤電13億千瓦將達到峰值；2050年煤電裝機將降到6億千瓦，建成現代能源體系。因此，國家編製未來電力中長期規劃時，要強化煤電峰值管理，既要考慮保供，又要應對產能過剩，考慮電力市場平衡。

摒棄規模擴張，發展要有新概念。今後，發電企業面對市場競爭、優勝劣汰，一要落實新發展理念，堅持價值思維，清潔低碳，依託規劃，市場導向，精準布局，多能互補，用戶為王，綜合服務，實現高質量發展；二要聚焦電力主業，鞏固傳統優勢，如炕口電廠、輸電端口電廠、煤電一體、港電一體、熱電聯產、產融結合、路港配套等；三要抓住機遇，積極推進「轉型發展」，要突破單一發電業務的束縛與風險，利用電力改革、能源生態重塑、產業跨界融合、「一帶一路」發展的機遇，着力「綠」色發展、向「下」延伸、對「外」拓展、介入「新」業態，戰略進入配電售電、儲能節能、調頻調峰、冷熱電氣水等領域，熱力網源一體、發配售一體、多能聯供與輔助服務並舉，並系統優化發展格局，實現縱向「源—網—荷—儲—用」，橫向多能互補、產業協同、區域平衡。

（五）外拓市場，內強管理

令人欣慰的是，近年來在電力行業內部，越來越達成以下「四大共識」：

清潔低碳是未來能源的發展方向，能源清潔轉型是國際化的大趨勢；

隨着經濟減速、結構優化以及技術進步、節能減排，未來能源（電力）消費增速減緩是必然的趨勢；

電力產能普遍過剩是發電行業的風險源，也是改善營商環境的重中之重；

隨着新電改的推進和發用電計劃的大幅放開，全面競價時代很快就要到來。

因此，面對市場過剩、激烈競爭、優勝劣汰，今後煤電企業增強市場競爭力還是要做好兩方面工作。

外拓市場，主動作為。按照「量為基礎，價為關鍵，量價統籌，區域優化」的原則，建立區域或跨區域市場營銷體系，組建多維度營銷團隊，促進售電公司獨立運作，開展綜合能源服務，增強大用戶粘性，科學制定交易策略，積极參与現貨市場與中長期市場交易，反對市場壟斷與惡性競爭，努力實現「三個目標」：發電量達到「三同」水平 ，市場電量超過裝機佔比，區域發電效益最大化。

內強管理，降本增效。圍繞「三電」「四煤」，依靠管理創新和科技進步，加強安全環保管理、生產運營管理、市場營銷管理、財務風險管理、資本運作管理、燃料全過程管理，提升資產質量與效益。目前已在實踐中摸索出許多成功的經驗與做法。

（六）政策配套，保障生存

煤電作為傳統化石能源，既要積極適應綠色發展需要，又要全面參與市場競爭，「優勝劣汰」「適者生存」是我國能源清潔轉型、電力市場化改革推進的必然結果。

由於市場過剩、煤電矛盾、安全環保、能源轉型、政策空檔等多重因素衝擊，目前煤電出現了整體性虧損、行業性困難，一些嚴重區域引發「關閉潮、破產潮」，已影響到火電行業的生存。但我國能源資源稟賦、煤電的基礎性地位，決定了煤電在今後較長時期內不可或缺。

為保障煤電 「適者生存」，除了煤電企業要繼續內強管理，外拓市場，科技進步，資本運作、等待轉機外，還需要國家有關部門及地方政府根據煤電新的戰略定位，針對市場化改革過渡期、能源轉型期，調整、完善舊的政策，出台新的有效政策。

例如：保留環保電價並執行到位，探索建立兩部制電價和容量市場；減少政府對市場交易的定向限制、價格干預，形成市場定價機制；允許煤電嚴重虧損省區重啟煤電聯動政策，加大減稅降費力度；簽訂電煤中長期合同，實行「基礎價+浮動價」定價機制；鼓勵煤電聯營、能源企業跨行業重組，構建煤電產業鏈、供應鏈；繼續推進供給側改革，嚴控煤電發展，淘汰落後產能；鼓勵煤電參與調峰、調壓、備用，建立輔助服務補償機制；繼續執行關停企業電量補償政策，開展發電權交易；鼓勵各省區出台「以水補火」「煤電互保」等差異化政策等。

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