“十四五”、“十五五”，煤電穩(wěn)，則行業(yè)穩(wěn)。在能源保供、大力發(fā)展新能源、建設新型電力系統(tǒng)、推進“雙碳”目標、穩(wěn)住經濟大盤、創(chuàng)建世界一流能源企業(yè)等多重目標下，如何綜合施策提升煤電企業(yè)的多維價值與存續(xù)發(fā)展能力，從根本上改變煤電企業(yè)嚴重虧損以及“生存難、改造難、發(fā)展難、保供難”的問題？根據筆者個人的觀察與思考，唯有從企業(yè)主體、市場機制、國家政策等三方面共同發(fā)力才能早日讓煤電企業(yè)走出“谷底”、迎來新的生機。

（來源：微信公眾號“電聯(lián)新媒”作者：陳宗法）

一、煤電企業(yè)要轉變觀念，找準定位，優(yōu)存量、控增量，提高煤電靈活調節(jié)、兜底保供以及市場競爭能力

目前，新能源從業(yè)者經常高估自己發(fā)展的價值，而煤電從業(yè)者又往往低估能源清潔轉型的速度。隨著“雙碳”目標的落實、推進，以水、光、風、核、氣、氫能、儲能、生物質等為內容的清潔能源，將逐步成為電量供應主體。相應地，煤電將由過去的“主體電源、基礎地位、支撐作用”，轉向近中期（2020-2030）“基礎保障性和系統(tǒng)調節(jié)性電源并重”，再到遠期（2030-2060）“系統(tǒng)調節(jié)性電源”,為保障電力安全供應兜底，為全額消納清潔能源服務。因此，煤電企業(yè)要根據新的戰(zhàn)略定位，摒棄傳統(tǒng)的擴規(guī)模、鋪攤子、粗放式的發(fā)展模式，以“清潔、高效、靈活、托底”為方向，走“煤電+”及“嚴建、改造、延壽、退出”的路子。

1.煤電存量資產?！笆奈濉保弘姶媪繖C組要通過淘汰關停、容量替代、重組整合、三改聯(lián)動、應急備用，達到“低能耗、低排放、高能效”與“彈性出力”的要求，提高靈活調節(jié)、應急保障、多能聯(lián)供、綜合能源服務等多維價值，全面參與市場競爭，努力實現(xiàn)扭虧增盈與能源保供。

——關停置換。持續(xù)淘汰關停落后煤電機組，實施“以大代小”“以新代舊”，全面推進小煤電關停整合，并允許關停機組進行交易或置換。

——應急備用。建立煤電拆除報告制度，對符合安全、環(huán)保、能效要求和相關標準的合規(guī)煤電機組可以“退而不拆”，轉為應急備用電源。

——重組整合。鼓勵煤電聯(lián)營、資產轉讓、區(qū)域整合、組建煤電一體公司、煤電與新能源打捆，并加大力度整治和規(guī)范自備電廠運行，優(yōu)化資源配置，提升扭虧增盈能力。

——三改聯(lián)動。以30萬、60萬亞臨界、超臨界煤機為重點，分類實施靈活性改造、節(jié)能減污降碳改造、多能聯(lián)供改造，數字化、智能化、清潔化改造，研發(fā)示范推廣CCUS技術，加強多煤種、生物質的摻配摻燒，實現(xiàn)煤電的清潔、高效利用。

2.增量煤電項目。“十四五”，要嚴控煤電項目，優(yōu)先擴能改造升級，按需安排能源保供的支撐性電源與促進新能源消納的調節(jié)性電源。預計國家規(guī)劃2025年煤電發(fā)展目標將調增到13億千瓦以上。因此，煤電企業(yè)要利用當前的“窗口期”，貫徹落實國家能源保供的決策部署、“多能互補”“源網荷儲一體化”發(fā)展的指導意見以及“煤電+新能源”的發(fā)展方向，努力創(chuàng)新發(fā)展方式。

——重點建設“電網保供支撐電源、調峰電源、應急備用電源”的煤電項目；

——建設炕口路口、輸電端口煤電廠，發(fā)展煤電一體、港電一體項目；

——采用世界最先進的發(fā)電技術（大容量、高參數、低污染，靈活性調節(jié)）；

——積極探索“煤電+新能源”“煤電+儲能”“煤電+生物質（垃圾、污泥）”耦合發(fā)電，實現(xiàn)多能互補；

——建設虛擬電廠、智慧電廠，參與系統(tǒng)優(yōu)化運行和市場化交易；

——發(fā)展風光水火儲一體化項目以及智能高效熱力網、多能聯(lián)供綜合能源系統(tǒng)。

二、要建立與新型電力系統(tǒng)相適應的煤電市場機制，以體現(xiàn)煤電的多維價值，實現(xiàn)可持續(xù)發(fā)展

目前，在構建新型電力系統(tǒng)背景下，煤電如何根據新的戰(zhàn)略定位，全面參與市場交易，體現(xiàn)煤電靈活調節(jié)、應急保障、多能聯(lián)供、綜合能源服務等多維價值？個人建議，要以“五大市場”為重點，建立煤電市場機制，包括探索建立容量市場，完善輔助服務市場，深化中長期、現(xiàn)貨電能量市場，形成以容量電價、調節(jié)性電價、電能量電價組成的電價體系。同時，要有效對接碳市場，合理管控煤炭市場。

1.建立發(fā)電容量市場，為電力長期安全提供保障。目前，容量市場、兩部制電價仍在研究探索中，缺乏固定成本回收機制。建議初期煤電存量機組建立容量補償機制。由省級價格主管部門核定補償標準，對備用的容量成本進行補償，收回相應的固定成本。如山東、廣東、云南等省。未來從新建發(fā)電容量開始，逐步建立起競爭性發(fā)電容量市場。煤電企業(yè)通過市場競爭、自主決定新建項目投資，系統(tǒng)運營商向容量供應商提供穩(wěn)定的合同支付，以換取穩(wěn)定可靠的電力供應承諾。

2.完善輔助服務市場，為系統(tǒng)提供靈活調節(jié)能力。近年來，輔助服務隨意調用、事后統(tǒng)計費用，只在發(fā)電側單邊補償。建議進一步擴大電力輔助服務提供主體、豐富電力輔助服務交易品種、健全市場形成價格機制、完善發(fā)電與用戶分擔共享機制。目前，國內輔助服務品種以調頻、調峰、備用等為主，建議增加轉動慣量、爬坡、穩(wěn)定切機等品種，并按照“誰提供，誰獲利；誰受益、誰承擔”的原則，通過競爭方式、市場定價，建立應由發(fā)電側并網主體與市場化電力用戶雙邊分擔費用、共享收益的機制。

3.深化電能量市場，實現(xiàn)電能的實時平衡。目前，電能量市場存在以下問題：中長期及現(xiàn)貨交易價格長期偏低，影響燃料成本回收；高比例中長期合約難以構成有效避險措施；金融性合約無法確保必要的物理執(zhí)行；中長期交易的連續(xù)開展仍待完善；帶曲線中長期合約的流動性仍待提高；金融性中長期合約系統(tǒng)性風險的控制難度增加。今后要堅持“三價聯(lián)動”，完善煤電價格傳導機制；完善中長期交易組織，推進電能量標準化交易；探索構建物理合約與金融合約相結合的中長期交易模式；加快研究煤電機組與可再生能源機組輔助服務中長期交易；優(yōu)化中長期交易限制，加快試點電力期貨市場。

4.有效對接碳市場，促進煤電低碳轉型。由高碳電源向低碳電源轉變是煤電生存發(fā)展的必由之路。今后煤電必須通過節(jié)能提效、耦合燃燒、示范推廣CCUS技術等路徑減碳。去年碳市場的開啟，并隨著碳配額指標的收緊，對煤電企業(yè)節(jié)能改造、發(fā)電成本造成越來越大的影響，需通過電力市場與碳市場的對接促進煤電減少碳排放成本。

5.合理管控煤炭市場，實現(xiàn)上下游協(xié)調發(fā)展。煤、電兩大產業(yè)，上下游關系，關聯(lián)度極大，關系國計民生。煤炭是煤電企業(yè)的“生命之源”，煤價漲落直接決定煤電企業(yè)的盈虧；同樣，煤電是煤炭企業(yè)最大的用戶和市場，煤電保有量及盈虧也影響著煤炭資源的轉化能力以及煤炭產業(yè)的出路。因此，要合理管控煤炭市場，實現(xiàn)上下游協(xié)調發(fā)展。具體包括：保障煤炭產能合理充裕，建立政府可調度煤炭儲備；健全成本調查和價格監(jiān)測制度，規(guī)范煤價指數編制發(fā)布行為；嚴禁對合理區(qū)間內的煤、電價格進行不當干預；當煤價超出合理區(qū)間，動用儲備、增加產能、依法監(jiān)管，引導煤價回歸；加強煤、電中長期合同履約監(jiān)管，強化期現(xiàn)貨市場聯(lián)動監(jiān)管和反壟斷監(jiān)管，及時查處價格違法違規(guī)行為。

三、政府部門要總結經驗，未雨綢繆，綜合施策，大力提升煤電企業(yè)存續(xù)發(fā)展能力

目前，政府部門如何根據煤電新的戰(zhàn)略定位，統(tǒng)籌能源保供、清潔轉型、經濟發(fā)展的關系，進一步優(yōu)化完善既有的煤電政策，推出“煤電新政”，讓落后老小煤電“退得出”，清潔高效煤電“留得住”，新上先進煤電“有回報”， 從根本解決“生存難、改造難、發(fā)展難、保供難”的問題，真正讓煤電迎來新的生機？

1.要認真總結拉閘限電的經驗教訓，評估既往的煤電政策。2021年我國缺煤限電持續(xù)時間僅兩個月（9月初到11月初），缺電集中在高峰或尖峰時段，且發(fā)生在平段秋季。主要由于“煤電矛盾”始終沒有得到政府有效治理，高漲的煤價下電價無法向用戶傳導，導致煤電全面虧損。當然，煤炭供應短缺、水電出力不足、新能源間歇也是直接的原因。今年，四川又發(fā)生短期的拉閘限電，主要由于高溫導致用電負荷激增，干旱導致水電出力銳減，以及本省留用水電有限，單一水電的電源結構，負荷中心缺乏電源支撐，與外省電網互聯(lián)不足。總之，前者由于體制機制問題、后者由于極端氣象條件引發(fā)的缺電，均屬于“非典型性電荒”，與八、九十年代的硬缺電不同。

因此，全社會必須對能源安全高度重視，對能源轉型風險保持警醒，對煤電在能源保供、新型電力系統(tǒng)中的定位、作用需要重新認識與評估；同時，國家有關部門需要對“十三五”實施煤炭去產能、降低用能成本、取消煤電聯(lián)動、工商業(yè)電價“只降不升”等政策進行重新評估。另外，建議將極端天氣納入電力規(guī)劃考慮；加強電網間交流互聯(lián)，實現(xiàn)互為備用；優(yōu)化配置化石能源和可再生能源；對負荷進行合理分類，提高保供經濟性、適應性、穩(wěn)定性。

2.要鞏固調整既有的一系列保供穩(wěn)價政策與措施。2021年9月以來，國家為破解煤電矛盾，緩解煤電虧損，確保能源供應，出臺了一系列保供穩(wěn)價措施，特別是國家先后推出兩個重磅文件，即去年10月的1439號文、今年2月的303號文，內容包括：（1）明確煤價合理區(qū)間。秦皇島港5500大卡下水煤基準價由535元/噸上調至675元/噸，合理區(qū)間為570-770元/噸，并首次從源頭明確了晉陜蒙三個重點產區(qū)的出礦價區(qū)間，實現(xiàn)“上限保電、下限保煤”。（2）明確合理區(qū)間內煤、電價格可以有效傳導。在放開全部燃煤發(fā)電量上網電價，推動工商業(yè)用戶全部進入市場的基礎上，煤電企業(yè)可通過“基準價+上下浮動不超過20%”的電價機制傳導煤價在合理區(qū)間內的變化，實現(xiàn)“區(qū)間對區(qū)間”?？梢姡瑑蓚€文件的核心精神主要是管控煤價與疏導電價并舉，促進煤電合理比價。如何不折不扣落實這兩個重磅文件？仍然面臨許多不確定因素和不同利益主體的博弈，對政府監(jiān)管能力和水平也提出了新的更高要求。

因此，我們要尊重經濟規(guī)律，堅守煤電聯(lián)動，回歸“合理電價”，讓社會成員公平分擔能源漲價、清潔轉型、能源保供所付出的代價。最重要的是要政府部門要協(xié)調煤電雙方，千方百計落實邊界條件，實現(xiàn)煤、電兩個市場對接，特別要堅決落實電煤中長期合同“三個100%”。應該說，今年以來，取得了明顯的成效，但仍須進一步發(fā)力。同時，要進一步深化煤電“基準價+上下浮動”的電價形成機制和燃料成本傳導機制，包括提高煤電基準價，或放寬漲跌幅限制。個人建議，為匹配下水煤基準價由535元/噸上調至675元/噸，建議國家相應提高燃煤平均基準電價，由0.38元/千瓦時增加到0.45元/千瓦時，實現(xiàn)“基準對基準，區(qū)間對區(qū)間”；如果煤電基準價不變，建議放寬漲跌幅20%的限制。

3.根據煤電新的戰(zhàn)略定位，抓緊推出“煤電新政”。隨著煤電近中期轉向“基礎保障性和系統(tǒng)調節(jié)性電源并重”、遠期轉向“系統(tǒng)調節(jié)性電源”，煤電利用小時將持續(xù)下降，需要對傳統(tǒng)的煤電政策進行一系列調整、完善、創(chuàng)新。包括：（1）持續(xù)推進煤電市場化改革。建立全國統(tǒng)一電力市場體系，健全有效競爭的電力市場交易機制，包括容量市場、輔助服務市場、電能量市場，形成以容量電價、調節(jié)性電價、電能量電價組成的電價體系。（2）堅持“三價聯(lián)動”不動搖。要有效管控煤價、疏導煤電電價、完善價格傳導機制，實現(xiàn)動力煤價、上網電價、用戶電價“三價聯(lián)動”。（3）完善“三改聯(lián)動”激勵政策?！霸谪斦?、金融、價格等方面健全完善相關政策，對煤電機組改造升級工作予以支持”，并“健全市場化交易機制”，各地要有具體化、實質性政策措施。（4）建立完善能源保供及新能源消納政策。針對“退而不拆”的煤電機組，探索建立覆蓋應急備用電源的容量成本回收機制以及“新能源基地+煤電調節(jié)電源”的價格補償機制。（5）加大煤電關停、退出企業(yè)補償政策。除了電量、經濟補償外，出臺煤電企業(yè)員工就業(yè)培訓、分流安置、社會保障辦法。（6）提倡存量煤電配置新能源資源，并鼓勵煤電與煤炭、可再生能源聯(lián)營，構建多能互補產業(yè)鏈。