煤电企业不能“躺赢”更不能“躺平”

本报记者 | 白雪

长期以来，煤炭为我国经济社会发展作出了不可替代的贡献。能源转型的过程，是一个循序渐进、先立后破的过程。在这个过程中，煤炭和燃煤发电，将会从主体能源逐渐走向保障性能源、支撑性能源、调峰能源，这是必然的。

2023年11月，国家发展改革委、国家能源局联合发布的《关于建立煤电容量电价机制的通知》（以下简称《通知》）强调，坚持市场化改革方向，加快推进电能量市场、容量市场、辅助服务市场等高效协同的电力市场体系建设，逐步构建起有效反映各类电源电量价值和容量价值的两部制电价机制。

在此煤电容量电价机制下，如何促进煤电转型发展？近日，本报记者在由中国能源研究会主办、中国能源研究会能源政策研究室承办的“新型电力系统沙龙”会议上获悉，容量电价下的煤电企业并不能“躺赢”更不能“躺平”，必须从企业主体、国家政策、市场机制协同发力，实现煤电可持续发展，以加快新型能源体系建设，坚决守住能源安全底线。

煤电容量电价是一个过渡性措施

《通知》明确，为适应煤电功能加快转型需要，将现行煤电单一制电价调整为两部制电价，其中电量电价通过市场化方式形成，灵敏反映电力市场供需、燃料成本变化等情况；容量电价水平根据转型进度等实际情况合理确定并逐步调整，充分体现煤电对电力系统的支撑调节价值，确保煤电行业持续健康运行。

2021年以来，随着我国在不同区域接连出现拉闸限电现象以及新能源的局限性，煤电兜底保供作用凸显，再加上国家煤电政策的修正、优化，煤电在巨大挑战中迎来新的转机，煤电企业经营情况开始改善，2021~2023年分别走出了“巨亏”“减亏”“扭亏”三步曲。

“2023年煤电行业实现整体‘扭亏’，但煤电企业仍未从根本上摆脱困境。”中国电力企业联合会首席专家陈宗法坦言，随着鼓励煤电“两个联营”（煤炭生产企业与火力发电企业联营）、允许电价上浮20%、出台容量电价等规定出台，煤电企业整体实现“扭亏”，“十四五”以2023年为转折点，在此后两年以及“十五五”期间，煤电发展将有所增长、提速，但能否吸引社会资本进入国企“苦撑”的煤电领域，如期实现国家调增后的煤电规划目标仍存在不确定因素，有待进一步观察。

中国可再生能源发电并网专委会委员、博众智合能源转型中国电力项目主任尹明表示：“煤电容量电价是一个过渡性措施，最终还要回归到容量市场。”

“煤电容量电价机制需要进一步优化。”中国社会科学院工业经济研究所能源经济室研究员朱彤表示，这是因为国际方面的容量机制，既有容量市场也有行政性补贴。但未来不论是选择容量市场还是选择政府补贴式的容量机制，必须尽快把电力现货市场稳妥有序加快全覆盖。

在朱彤看来，认识容量机制一定要在能源转型的大框架下考虑，进而分析煤电价值。不能两极化：一谈保障能源安全，就批准一堆煤电项目；一谈能源转型，就控制煤电发展。

发挥市场机制作用

中电联规划发展部主任张琳曾在接受媒体采访时表示，为保障电力供应安全，需要建设一定的煤电项目。这一方面是为了满足电力平衡的要求，保障电力供应。由于新能源发电具有“靠天吃饭”的特点，有效容量低，为满足实时用电需求，仍需要一定规模的煤电装机发挥“托底保供”的作用。另一方面是为了给电力系统提供电压、频率和转动惯量支撑，保障电力系统运行安全。在新能源大规模接入的情况下，常规机组开机空间减少，电网转动惯量降低、调频能力下降，需要煤电在复杂气象条件、极端应急场景下提供可靠电力，支撑电力系统稳定运行。

那么在煤电容量电价机制下，煤电如何实现转型发展？

“我国煤电的转机和扭亏是暂时的、初步的、不确定的。”面对承担长周期能源保供重任以及能源清洁转型的长期挑战，陈宗法建议必须从企业主体、国家政策、市场机制协同发力，实现煤电可持续发展，以加快新型能源体系建设，坚决守住能源安全底线。在陈宗法看来：“容量电价下的煤电企业并不能‘躺赢’，更不能‘躺平’。”

他进一步解释说，在存量方面，通过“三改联动”、降本增效等措施来提高经济性；在增量方面，两个联营、严控发展；从长远来看，要有序减发、逐步退出。总的来讲，煤电要走“煤电+”及改造、延寿、严建、减发、退出的清洁高效、低碳转型的路子。

针对存量煤电机组，尹明认为，煤电容量电价机制的实施不应该与固定资产折旧挂钩，对于折旧、延寿之后的存量煤电机组应该一视同仁，这对控制煤电增量很有意义。

与此同时，尹明还表示，考虑到供热季的热电机组是“以热定电”，以保障供热为重点，对电力系统发电充裕性和调节能力的贡献很有限，因此供热季的热电机组不应该享受煤电容量电价机制。

“煤电企业首先是管好设备，通过技术进步和创新管理，实现弹性生产，达到可靠性、灵活性、经济性的统一。”陈宗法表示，现在煤电企业的重点是提升煤机灵活调节能力，工控系统自主可控能力，优化生产运行、设备检修及燃料管理模式，做到容量电价补偿“应得尽得”。

综合施策积极推动低碳转型

中国能源研究会能源政策研究室主任林卫斌认为，面向新型电力系统，促进煤电转型发展，需要探索政策与市场协同发挥作用的有效机制，要着重机制的动态调整与优化，要充分考虑中国的实际，在中国式能源治理体系下探索保障可靠性、灵活性和经济性有机统一的煤电转型发展机制。

促进煤电转型发展，必须统筹兼顾、综合施策，要在基于政策的基础上，充分发挥市场机制作用。对此，中国能源研究会“双碳”产业合作分会主任黄少中认为，要着力做好以下几方面工作：一是完善煤电规划布局，发挥引领指导作用，明确煤电在“双碳”目标及新型电力系统下转型发展的目标、路径及步骤；二是完善价格政策，包括煤电价格联动政策、容量电价政策及辅助服务补偿政策；三是完善市场机制，包括处理好与中长期市场、现货市场及辅助服务市场的衔接；四是促进电力市场、绿证市场和碳市场的协同发展；五是促进煤炭企业与发电企业多种形式的联营发展；六是促进煤电与新能源的融合发展。

业内专家在接受本报记者采访时表示，煤电容量电价机制下推进煤电市场机制创新需要从多个方面入手，包括完善煤电价格传导机制、建立煤电健康发展长效市场机制、因地制宜地制定煤电转型路径、创新煤电市场交易模式以及强化煤电市场监管和风险防范等。

上述专家进一步举例说，在建立煤电转型市场机制方面，通过适应性改革煤电行业体制机制，构建煤电企业有效竞争的市场结构和体系。同时，强化中长期市场和现货市场的衔接，加快建立适应高比例可再生能源的电源侧容量市场或容量补偿机制，完善辅助服务市场。

与此同时，根据当地能源结构和经济发展需求，因地制宜地制定煤电转型路径，在新能源发电量无法满足全社会用电量增量、短期内需要火电提供部分增量的情况下，可以通过存量煤电联营兼并重组、积极推进“煤电+新能源”融合发展等方式，实现煤电行业的转型升级。

围绕创新煤电市场交易模式，可以探索开展煤电双边交易、集中竞价交易等多种交易模式，以满足不同煤电企业的交易需求。同时，可以引入更多的经营主体参与煤电市场交易，如售电公司、电力大用户等，以增加市场的竞争性和活力。