煤價電價“兩頭擠壓” 煤電企業承壓轉型

在促進煤電有序發展系列政策措施推動之下，近年來煤電擴張沖動得到有效遏制，燃煤電廠也在通過超低排放改造等舉措實現減污降碳。不過，受低利用小時數、高煤價、低電價等因素影響，整個煤電行業近些年普遍虧損。業內認為，電力行業碳達峰，關鍵看煤電，而“十四五”時期煤電如何謀劃綠色低碳轉型，又成為關鍵中的關鍵。

　　煤電擴張沖動“剎住車”

　　按照2020年6月國家發展改革委等六部委的要求，至2020年底全國煤電裝機規模需控制在11億千瓦以內。來自中國電力企業聯合會的數據顯示，全國煤電裝機總量在2020年底達10.8億千瓦，如期完成前述約束性目標。

　　這表明，在“十三五”時期出臺的促進煤電有序發展系列政策措施之下，2014年以來的煤電擴張沖動得到有效遏制。

　　據部分受訪的業內人士介紹，當時火電項目的審批權與環評審批權相繼下放至省一級，煤炭價格也處于較低水平，地方政府和企業對上馬煤電項目熱情高漲，投資熱度迅速上升，市場在短時間內走向飽和，產能過剩的潛在風險逐步顯現。

　　2016年，國家發展改革委、國家能源局接連下發三份重要調控文件，對煤電項目規劃建設情況開展專項監管，提出要“取消一批、緩核一批、緩建一批”。這也為我國穩步改善能源結構、推動綠色低碳轉型打下堅實基礎。

　　據中電聯統計，“十三五”期間我國煤電裝機年均增速為3.7%，占發電總裝機容量的比重從2015年底的59.0%下降至2020年底的49.1%。這是我國多年來煤電裝機占比首次低于50%，對于一個“富煤、貧油、少氣”的國家來說，要實現這一成果并不容易。

　　同時，淘汰關停落后煤電機組、燃煤電廠超低排放改造等工作有序開展，也助推了“減污降碳”。

　　國務院新聞辦公室去年12月發布的《新時代的中國能源發展》白皮書披露，截至2019年底，經過改造后實現超低排放煤電機組達8.9億千瓦，占當年煤電總裝機的86%，建成世界最大的清潔煤電供應體系;超過7.5億千瓦煤電機組實施節能改造，供電煤耗率逐年降低，發電效率、污染物排放控制達到世界先進水平。

　　今年全國兩會上，碳達峰、碳中和成為熱點，不少代表委員都圍繞能源轉型提出建議。對此，國家能源局主要負責人表示，將制定更積極的新能源發展目標，錨定2030年非化石能源消費比重25%和風電光伏裝機12億千瓦以上的目標，構建清潔低碳、安全高效的能源體系。

　　《經濟參考報》記者在部分省份走訪了解到，各地“十四五”期間對煤電項目的安排更趨理性。例如，安徽省強調“因地制宜、合理有序發展”，除繼續推進阜陽華潤、淮南潘集、大唐滁州等“十三五”核準在建項目、落實國家新批復的2023年270萬千瓦煤電項目外，主要著眼于“十四五”中后期供需形勢，有序發展一定規模的煤電項目。

　　四川省除已經在建的天明電廠2×100萬千瓦燃煤機組外，“十三五”開始未再規劃新增煤電裝機，“十四五”后仍無新增計劃。為應對新增用電需求，除了水電和新能源，四川還考慮新建一定容量的天然氣發電機組。

　　煤價電價“兩頭擠壓”

　　近年來，我國電力供給總體寬松，并且新能源裝機快速增長。在清潔能源優先調度的安排下，煤電設備平均利用小時數不斷降低。據中電聯統計，2020年全國煤電機組的設備平均利用小時數僅4340小時，與2019年同期相比減少了89小時。

　　在此背景下，煤電企業的盈利空間還受到高煤價、低電價的“兩頭擠壓”，行業出現大面積虧損，轉型發展、高質量發展艱難。

　　記者走訪部分煤電企業發現，2016年煤炭去產能開展以來，電煤供應從寬松逐步轉為偏緊、部分地區緊張，帶動煤價上漲，令煤電企業承受很大壓力。

　　此前，中電聯的一份報告顯示，2017年電煤價格絕大多數時間處于“紅色區間”運行，全行業電煤采購成本比2016年提高2000億元左右。

　　國家電投集團下屬的西南地區某電廠負責人告訴記者，電廠有2/3的煤需要外調，最遠的要從山西、陜西運來，到廠價格不算運費就已經達到每大卡12.8分，比本地煤8分至9分的價格高出約50%，但本地煤產能又因多方面原因無法完全釋放，只能干著急。

　　另一方面，新一輪電改釋放紅利，市場化交易電量擴大，電力用戶得到了實惠，但對于煤電企業來說，更多的感受是上網電價不斷降低、盈利空間被壓縮。甚至有企業認為，這一輪電改初期由于市場機制不完善，地方政府干預較多，形成了發電企業單邊降電價的局面。

　　記者從國投集團所屬國投電力控股股份有限公司獲得的一份資料顯示，其控股的、分布在多地的5家火電企業電價降幅逐年增大，現已達5.15分/千瓦時，2020年累計市場化讓利達15.52億元。

　　浙能電力在2019年7月發布的一份公告稱，浙江省統調燃煤機組上網電價每千瓦時降低1.07分(含稅)，調整后預計2019年公司全資及控股燃煤發電企業將減少營收約3億元。

　　在煤電比較集中的西北地區，煤電企業靠自身改革已難以紓困。國務院國資委安排西北五省區的40個中央企業煤電項目按照“一省一企”實施整合試點，通過整合資源緩解經營困難，但也引來了質疑。

　　去年冬天，江西、湖南等地都出現電力供應緊張的情況。除了用電需求增長迅猛、極端天氣影響等因素外，電廠保供積極性的因素也不容忽視。一位從事電力調度的業內人士直言不諱：“在長期經營困難的情況下，電廠采購高價煤來保供的積極性肯定不高。”

　　受訪煤電企業、電網企業的人士呼吁，煤電對電網穩定運行有著至關重要的作用，有關部門應關注煤電行業“兩頭承壓”的生存現狀，加快推進能源定價機制市場化改革，全面疏導價格矛盾，促進整個產業鏈健康發展。

　　“十四五”是煤電轉型發展關鍵期

　　我國的資源稟賦決定了能源結構以煤為主。電力行業碳達峰，關鍵看煤電，而“十四五”時期煤電如何謀劃，又成為關鍵中的關鍵。

　　部分受訪業內人士認為，新能源的出力特性，加上現階段儲能技術經濟性、安全性尚不具備大規模商業化應用條件，決定了今后及未來一段時間，煤電仍是電力供需保障的“壓艙石”，但其功能角色需要轉變。

　　“煤電仍將作為保障能源安全、電網安全和支撐新能源發展的基石，功能作用將發生重大轉變。”國網新疆電力公司經濟技術研究院院長趙志強認為，未來煤電將由主力電源向基礎電源轉變，逐步向支撐性、調節性、保障性電源轉變，其作用將由電力、電量雙重作用向電力作用轉變。

　　趙志強同時強調，“十四五”時期能源發展應避免“實現碳達峰完全依靠新能源”和“煤電發展不加限制”兩種極端化的發展傾向，合理有序安排煤電規模，堅持高效、低碳、清潔、有靈活性的標準，并繼續推動煤電超低排放和節能改造技術研究，進一步提升煤電清潔化水平。

　　國家電網榆林供電公司總經理孫自安認為，火電機組調峰能力強、供應穩定、電源質量高，為了保障系統安全穩定運行、滿足調峰需求，在新能源大規模發展背景下，火電的建設也是必不可少的，關鍵在于遏制盲目的、非理性的投資沖動。

　　煤電機組靈活性改造也需加快推動。業內人士指出，在電力系統中靈活調峰電源至少要達到總裝機的10%至15%，但我國目前還不到6%，這已成為能源轉型的主要瓶頸之一，大幅提升電力系統調節能力迫在眉睫。相比抽水蓄能、氣電和儲能，經靈活性改造之后的煤電是目前技術條件下最為經濟的調峰電源。《電力發展“十三五”規劃》提出2.2億千瓦的煤電機組靈活性改造目標，但實際完成進度并不理想。

　　與此同時，業內人士還建議不斷完善電力市場體系，為清潔能源和煤電的和諧發展提供平臺。安徽省能源局副局長楊澤勝認為，應加快構建競爭充分、公開透明、開放活躍、健康發展的市場體系，為煤電靈活性改造、更多參與輔助服務市場等提供舞臺。

　　國網浙江電力高級工程師、調控中心副主任項中明認為，煤電應積極參與調峰、調頻、調壓、備用等輔助服務，將更多的市場空間讓給新能源，為新能源健康持續發展提供強有力的支撐保障;低成本的煤電是全社會降低用電、用熱成本的基礎，對促進經濟社會發展、提升人民幸福感具有重要意義。同時，還應特別關注電力系統對包括煤電在內各類能源的消納，例如可以通過建設高彈性電網，提升電力系統的包容、承載能力，使煤電、水電、太陽能、風能、核能充分耦合，共同助力碳減排。