電力產能過剩，如雷貫耳，且不絕于耳;煤電經營形勢嚴峻，“燃煤之急”，更是燃眉之急;煤電企業轉型，因時而動，亦大勢所趨。

4165小時，這一自1964年以來火電機組利用小時數新低的出現，標志著我國煤電產能極速擴張時代的落幕，“冗余”、“嚴控”、“讓路”，這些并不令人愉快的字眼，成為曾經破解“電荒”，為支撐我國經濟高速發展作出巨大貢獻的煤電產業背負的新標簽。曾經的投資沖動和滯后效應，更直接導致了煤電產業在“十三五”期間“急剎車”后的強烈俯沖態勢。

我國經濟進入新常態，電力產能供大于求已成為目前發電行業的風險源，無時不刻地沖擊著發電行業的經營業績。據統計，坐擁我國煤電產能近90%的原五大發電集團，2015年實現利潤1098億元，2016年腰斬至600億元，2017年下滑至400億元。

分析原五大發電集團在2017年繼續保持盈利的原因有以下三點：一是全社會用電量6.6%的恢復性增長，在業務增收的同時攤薄了固定成本，使得發電行業總體發展形勢好于年初預期;二是煤電上網電價平均上調1.1分，部分疏解了煤價高企施加于煤電企業的壓力;三是市場化電量比重上升至29.5%，發電側競爭從“量價血拼戰”中破局，競爭趨于理性化。從這三大因素中，不難反推出煤電經營困境的三個關鍵詞——“電量”、“煤價”、“電價”。

隨著供給側結構性改革的推進和淘汰關停落后機組政策的實施，2018年一季度我國基建新增煤電同比減少57.3%，化解煤電過剩產能得以順利推進，從嚴控制煤電新增規模效果明顯。在電力市場化深入開展的進程中，自2015年至今通過市場化手段，發電企業平均度電價格下降7分多，為降低用戶用電成本作出了巨大貢獻。在經歷“喋血”“割肉”等不理智降價過程后，市場化電價回歸理性的同時，發電集團也深陷煤價“廠”字形高位震蕩的沖擊。雖然煤電行業在2017年的業績好于年初的預期，但是煤電作為發電企業的主營業務，主營主虧，造成了原五大發電集團整體效益的大幅下滑。在電煤價格的持續高位震蕩下，發電行業2017年燃料成本較2016年增長了2000多億元，煤電聯動多年不動，造就了煤電企業虧損面接近50%、與國家工商業利潤增長21%背道而馳的情況。

在今年的政府工作報告中提出降低一般工商業電價10%的目標，降低全社會用能成本已成為整個電力行業在新時期的重要任務。雖然本輪降電價，重心已經由發電側轉向電網側，但發輸配售處于同一產業鏈條之上，當電網的盈利空間縮小，“蝴蝶效應”難免會在整個產業鏈條上彌散。

目前，煤電的角色正逐步由電量型電源向電量、電力調節性電源轉變，煤電行業高質量發展，是新時期賦予電力行業，特別是發電行業特殊的歷史要求。

記者在走訪相關火電廠時發現，在全社會用電量趨緩、供給側結構性改革、煤與電“冰火兩重天”的客觀歷史條件下，嚴苛的環保標準、巨額的環保投入，外購電比例增大等因素，更加大了處于多領域改革疊加期的煤電行業轉型的難度，而60萬千瓦級以上燃煤機組轉調峰備用的靈活性劣勢，以及相關市場機制不健全，也使得相關火電企業的出路顯得更為迷茫。

如何轉變以往簡單粗暴的產能擴張方式，主動從傳統業務中抽身;調整固有坐享電量電價收益的慣性思維，以精耕細作的方式開拓業務藍海;以清潔高效、綠色低碳為導向完善產業鏈和價值鏈，實現市場化運作和資源的優化配置，不僅是煤電企業作為單個個體需要考慮的問題，同時也是時代賦予電力行業的歷史之問。

單邊降價與環保政策層層加碼

擠壓煤電生存空間

曾擁有“全國最大火電機組”等殊榮的江蘇省某受訪電廠，多年來托舉和鑄守著該地區經濟的繁榮與騰飛，然而就是這座見證“不盡長江滾滾來”的電廠，如今也面臨著“無邊落木蕭蕭下”的經營困境。

“從去年和今年的情況來看，廠里的經營形勢并不樂觀。目前國家推行的電改是‘管住中間、放開兩邊’，而對于火力發電廠來說，一邊是無法自身把控的煤價，另一邊是國家管制的電價，可以說是兩邊被管住了，留下中間一點點內部管理來挖潛，但是這樣壓縮企業內部開支的方式畢竟效果有限。”受訪電廠相關負責人向記者介紹，“加上地方環保標準對煤耗和煤質的嚴控，以及市場化電量和外購電比例的逐步加大，作為60萬千瓦級的火電機組，在與百萬千瓦級機組相比沒有任何技術優勢的情況下，轉調峰備用既是大形勢所趨，同時也是無奈之舉。”

據了解，江蘇省2013年~2016年大用戶直購電量總計5000億千瓦時左右，2017年市場規模達到1300億千瓦時，2018年將擴展到2000億，2019年達到3000億千瓦時，電價平均降幅從0.0299元/千瓦時收窄至0.0205元/千瓦時。受訪電廠目前的大用戶直購電比例達到60%，月度交易電量的比例也在逐步擴大;占比80%的燃料成本逐年飆升，在今年1月進場煤價曾突破1000元/噸的歷史記錄，讓0.0205元/千瓦時的降幅成為電廠承受的極限。

“電改的大勢不可逆，我們為了適應電改，在挖潛增效上采取了一系列的措施，包括技術改造、合同能源管理等方式來盡量降低消耗，提高生產效率。這幾年廠里投入了幾千萬元對機組進行環保改造，排放量和排放指標都降下來了，但是地方政府現在不僅對煤耗有限制，同時還對煤質作出明確的規定，現在不僅排放的出口被管住，原料的進口也收緊，環保改造的價值完全沒有被體現。”受訪電廠相關負責人說。

近年來，國家對火電行業施行了“史上最嚴苛”的環保政策，將其納入重點控制產業，執行大氣污染特別排放限制，要求京津冀、長三角、珠三角等區域煤炭消費總量負增長。江蘇省于2016年底啟動的“263”專項行動，核心是“兩減六治三提升”，其中放在首要位置的“兩減”，則直指“煤炭消耗總量”和“落后化工產能”。

對于專項行動實施細則的制定，各個地方則差異明顯。就目前下達給受訪電廠的煤耗指標來看，除了明確規定耗煤總量以外，對于煤質則明確規定選用5000大卡動力煤，同時對含硫量等指標嚴格執行。

目前央企發電集團的機組已基本實現超低排放改造，脫硫脫硝設施達到國際領先水平。從節能降耗的角度來說，將市場上的高硫煤和低熱值煤種用于改造后的機組摻燒，在提高企業效益的同時仍可滿足全國的減排控制總量目標;從經濟效益的角度來看，按照商品煤管理辦法，對于已實施環保改造的電廠可以適當放寬煤質，提高經濟效益。經濟的煤價是火電廠賴以生存的利潤點，而嚴苛的環保政策對于煤耗總量和煤質的限制，卻狠狠地掐住了火電廠經營的“命門”。

“去年電廠機組的利用小時數達到5400小時，這樣的成績是得益于對系統內區域外另一30萬千瓦機組進行了發電權替代，在留下必要的成本后將所有利潤返還給對方電廠，對于我廠來說，降低了煤耗，提高了機組負荷率，但是這樣的發電權替代，對于區域內減排而言并非好事，畢竟增發了一度電，就會多產生一度電的污染物排放量。”電廠相關負責人介紹。

發電權替代一方面可以通過“代工”的方式提高企業的經營利潤，另一方面從整體減排效果來看，通過系統內部的資源優化配置，實現煤耗和污染物排放量雙降，是經濟效益和環境效益雙贏的選擇。而目前國家對地方的考核模式是以單一區域內的環保指標為標準，導致了整體減排效果被忽視。就受訪電廠而言，作為已完成污染物超低排放改造的電廠，所有機組的排放指標都已達到同類燃機標準。而國家、省市、地區對環保指標的考核層層加碼，不僅使企業的生產流程自主權有被剝奪之嫌，同時，環保改造的巨額投入和高原料成本的雙重疊加，卻不能夠通過市場化的手段及時有效地進行疏解，長此以往將進一步打擊煤電企業生產積極性，傷害煤電企業生存發展的根本訴求，有損煤電產業的健康長遠發展。

能源安全壓力與輔助服務市場缺位

影響煤電調峰進度

當前，火電機組參與調峰，亦或作為備用電源是未來火電行業的發展趨勢，目前幾乎所有電廠都在探索調峰備用。但從技術理論上來看，60千瓦級的機組參與調峰，負荷率至少需要降到50%以下才能達到調峰要求。當60萬機組負荷率壓減到25%，其煤耗將增加50克/千瓦時，同時調峰涉及到頻繁的啟停機，大型機組過多參與調峰既傷害機組性能，也對區域的節能減排百害而無一利。

“在目前控煤政策越來越嚴格，外購電比例不斷增加的情況下，電廠入不敷出已經不遠了。根據目前的形勢，電廠也在積極轉變思路，根據周邊地區的用能需求分析，做熱電聯產項目并不具有經濟性，因此從2016年起就開始了燃氣蒸汽聯合循環調峰機組的前期工作。”電廠相關負責人介紹。

與燃煤機組參與調峰相比，燃氣機組具有啟?？?，能效高，排放低等特點。2016年底國家能源局印發的《關于加快推進天然氣利用的意見》提出，通過推進試點、示范先行，有序支持重慶、江蘇、上海、河北等省市開展天然氣體制改革試點。鼓勵在負荷集中地區，利用現有土地、送出線路建設燃機項目。

從現實情況來看，目前江蘇省內“十三五”燃機發展的主要路線仍以熱電聯產、煤改氣等項目為主;同時，省內煤電產能、燃機產能都已相對飽和，且新能源資源相對有限，天然氣調峰項目在江蘇省內僅有5家陸續投產，燃機調峰的需求程度并沒有預想中迫切。

據了解，目前江蘇省內的火電機組利用小時數基本保持在5000小時左右，燃機調峰機組利用小時數在3500小時左右，其中自發利用小時數在1800~2000小時，其余都是通過電量替代來保證燃機的利用小時數。由于燃機的氣源供應不穩定，省內的燃機利用率僅有50%。從電價層面來看，燃機的平均上網電價保持在0.54元/千瓦時左右，與煤電機組相比并不具有經濟性優勢，煤電機組的利潤用以補貼燃氣機組并不鮮見，若燃機的數量持續增加，而煤電機組利潤持續下滑，將會直接導致電價上揚。

“電廠若開展調峰的話，還需要國家制定相應的政策，比如建立輔助服務市場，并且政策要落在實處。不能一方面拼命壓減電廠的負荷，讓電廠進行調峰，另一方面又沒有相應的政策進行扶持。雖然現在有支持電廠‘黑啟動’等政策，但象征性的補貼遠遠不足以補償機組進行調峰備用的損失。如果國家鼓勵備用調峰，就應該以政策引導企業轉變思路。”電廠相關負責人建議。

我國“富煤、貧油、少氣”的資源稟賦是不爭的事實，而煤電在未來能源系統中是否長久占據主體電源地位仍沒有形成共識。當前，隨著國際社會對環境要求的日益提高、能源科技的快速發展，新能源替代傳統能源，非化石能源替代化石能源，已成為世界各國能源變革的主流。但能源的發展需要以安全和經濟為導向，而不是為了調整，卻罔顧能源結構盲目進行。

“在今年1月份電廠發電量達到7.5億千瓦時，是近兩年發電量最多的月份，也是近期到廠煤價最高的月份。一方面是出于保供電，另一方面是受氣源影響，燃機沒有天然氣供給，第三是特高壓線路在安徽段由于大雪出現故障。如果以目前省內的裝機容量和用電負荷來看，煤電機組完全可以部分關停，但每到迎峰度冬或者迎峰度夏，省里就要求電廠所有機組無論是多大的負荷，都要全部進行生產，就是為了防止突發性事件的發生。從目前來看，外購電還不能完全替代當地的煤電機組，且由于線路輸送距離過長，安全風險系數也隨之增大。”電廠負責人介紹。

煤電去產能并不意味著“冒進”式的去煤化，煤電行業的高質量發展是保障電力系統高效、安全、穩定運行的前提，資源稟賦和長期技術積累的優勢，也是現階段穩定電價的基礎。盡管目前煤電產能相對過剩已落下實錘，但天然氣對外依存度較高，風光電等新能源無論從電能質量提升和電價實現平價上網等方面仍有待時日。煤電在電力供給中的保供應主體電源地位，亦或是確保新能源大規模接入的調峰備用后備力量，都需要在合理的電價結構和有效的激勵補償機制中進一步引導和確認。

記者先前走訪昆明電力交易中心時相關負責人介紹，盡管云南省的火電裝機占比不足1/5，但火電在云南省的能源結構中仍是不可缺少的角色，火電就好比“國防軍”，在“無仗可打”的時候就要養兵千日，當供給不足，電網安全受到“威脅”的時候，就需要“國防軍”來維護主權。在電力供需相對平衡的市場下，調峰輔助服務需要適當體現價值，火電的長期備用更需要輔助服務市場來支持。云南省開展3年多的水火補償機制，既減少了棄水電量，同時維持了火電的基本生存，提高系統運行效率，保障了能源系統的穩定和安全。

本文刊載于《中國電力企業管理》2018年05期，作者系本刊記者。