自去年四季度以来，我国煤炭市场长期处于供需偏紧乃至失衡状态，缺煤、高煤价衍生出“煤荒式电荒”、煤电企业生存困难、机组检修计划被打乱等影响能源安全、国计民生的严重问题，我国确保能源安全的关键始终在于保煤电出力、稳煤炭行情。近期记者调查采访了几家燃煤发电企业，以期了解煤电行业当前的真实情况和诉求。
（来源：电联新媒 作者：邓卓昆）
保电的重要前提是保障煤电“口粮”的“量”和“质”
从去年9—10月出现“煤超疯”式的行情以来，部分煤电企业陷入“每发一度电还亏钱”的境地，“煤电顶牛”“拉闸限电”时隔多年再度上演。尽管当前煤炭价格较最高点已随行政大力调控有所回落，但据中电联最新发布的沿海电煤采购价格指数显示，9月8日—9月15日，5500大卡电煤成交价为1368元/吨，上述价格仍是煤电企业难以承受的价格，部分企业面临着资金链断裂、无钱买煤的风险。
针对上述问题，政府相关部门从“开源节流”的角度，同步推出煤炭保供增产稳价、煤电价格市场化疏导的政策措施“组合拳”。8月国家发展改革委在新闻发布会上表示，将充分发挥煤电油气运保障工作部际协调机制作用，进一步压实地方和企业能源保供主体责任，加快释放煤炭先进产能产量，着力做好电煤中长期合同履约，确保能源电力供应安全。
华能金陵电厂副总经理颜刚在近期接受记者采访时表示，得益于国家政策的引导、地方政府和各级主管部门的协调和支持，目前能源保供压力已从原来的煤电企业单方面承压，逐渐转变为整个煤电上下游产业共同承担的责任，需要确保煤价保持在合理区间运行，进一步保障煤电企业“口粮”的“量”和“质”。
但电煤除了供应量不足，还存在其他问题——第一个是“以次充好”的问题，根据今年长协价格政策，市场明确坑口不同热值煤种均按照“单卡一致”定价，但是国家给电煤保供省区下达的保供任务只有量、没有质，极少部分煤企在利益驱动下降低长协兑现热值，以次充好，低质高卖，给顶峰发电接带负荷造成较大隐患；第二个是铁路重点运力配置不足问题，由于铁路运力本身存在缺口，加之今年进口煤受限、内贸煤热值下降，进一步增加了国内铁路运输压力，中长期合同铁路重点运力难以满足需求；第三个是价差导致长协兑现不足的问题，目前煤企签约未达标、兑现不到位、价格不执行等问题较多。
以贵州为例，国家电投贵州金元黔西电厂副总工程师邓雨生告诉记者，目前电厂所处区域电煤供应存在刚性缺口。供应量严重不足导致煤价飙涨，目前长协煤70%部分价格为0.08~0.1元每大卡，长协煤30%部分价格为0.15元每大卡，且不保质只保量，纯市场煤价格基本在0.19元每大卡以上，长协合同完成率仅有60%左右。尽管国家、地方政府已出台一系列稳价保供政策，但煤炭紧缺局面并非一纸政令就能立即改变，煤矿增产需要较长的审批、环评、建设周期，同时增产还受到安监、环保等多重因素制约。贵州3、4月就因煤矿事故造成电煤供应不足，导致超过四成煤电机组出现非计划停机，电力缺口高达840万千瓦。但随着保供措施相继落实，按日跟踪煤炭生产、电煤销售、电力运行情况，目前形势已大幅缓解。
“往年春节前后是机组开展临修的时机，但由于去年保供要求，贵州能源局、贵州电网取消了所有火电厂的计划性检修安排，机组从去年四季度至今一直保持长周期运行状态，我们只能抽空开展机组检修并把工作周期缩短。”邓雨生对记者说，“归根结底，还是因为缺煤，如果煤炭供应量充足、在网机组都能顶峰发电，电网优化调度、有序安排各机组检修的空间就会更大。”
电价疏导政策执行了，但没完全执行到位
去年10月，国家发改委下发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（简称1439号文），明确煤电机组发电量全部进入市场，并扩大了燃煤发电上网电价的浮动范围，力争让一次能源价格的波动向下游产业传导。
然而，据记者调查部分煤电企业的情况，截至目前，新出台的煤电电价疏导政策尚未完全落地，在高煤价下企业依然大面积亏损、现金流紧张情况普遍存在，叠加碳配额趋紧、煤电“三改联动”任务等因素影响，煤电企业距离脱困、转型低碳发展还有很长的路要走：
一是煤电价格机制执行不到位。除广东、贵州、重庆、浙江等少数省区外，大部分省区都达到了上浮20%。但从1439号文的落实情况看，广东、贵州煤电交易价格上浮阻力依然较大，广东煤机交易价格累计较基准价上浮不足10%，煤电长期经营困难的贵州煤电价格仅上浮了15.5%。另外，部分地区陆续出台高耗能电价政策，但从适用范围和执行情况看，并未对发电企业提升上网电价形成直接利润。“以目前煤价的涨幅，我们很难做到盈亏平衡，企业的资金流已经非常紧张，加上后续还要进行‘三改’，按目前的碳配额，100万千瓦以下的机组都需要付出额外成本去履约，企业的经营压力空前巨大。”邓雨生说。
二是部分煤电机组长期低效益、负效益运行。在电力市场建设加速推进的当下，煤电可以更好地根据市场需求，合理报价，对机组运行进行优化，优先减停低边际效益、负边际效益的煤电机组，提升煤电行业整体运行效率效益。但理想很丰满，现实很骨感。颜刚向记者表示，目前电力现货市场的参与者主要还是发电侧，用户侧并未做到完全引入，供求不匹配，难以形成充分竞争、发挥价格发现作用。他希望全社会特别是各责任主体能进一步发力，加快市场培育用户的过程，激励更多市场主体入市，才能充分发挥 “无形的手”的资源优化配置作用。
三是固定成本回收不足。随着我国可再生能源持续高速发展，装机与发电量占比将持续提高，而煤电利用小时数将持续下降，将由电能量提供者向系统调节服务提供者的角色转变，火电参与辅助服务市场的价格也基本只能弥补单位变动成本，这将严重影响企业对后续项目的投资意愿，进而加大局地电力平衡难度。业内人士纷纷提议尽快出台容量成本补偿机制，促进固定成本回收，保障煤电的生存和发展，避免未来出现硬缺电的情况。
四是灵活性改造缺乏支持。目前，我国电力发展仍然存在新能源消纳困难、灵活调节电源不足等问题，必须推动煤电机组灵活性改造，但目前国家层面缺乏激励火电机组灵活性改造的补偿政策。业内人士建议，要加大煤电改造支持力度，统筹规划煤电的“三改联动”工作，核定制定调峰节能供热的政策标准，避免一刀切和层层加码，配套出台税收减免政策，对煤电机组改造升级资金在企业所得税中加计扣除或者提供优惠税率。
“退煤控煤”一直是行业内外高度关注的话题，但构建新能源占比逐渐提升的新型电力系统绝非一朝一夕之功，“先立后破”是非化石能源逐步替代化石能源的基本原则。如何平衡现实的能源安全问题与中长期的能源转型问题，我国还需在实践中把握好能源转型节奏，尤其要重视煤电作为保供之“锚”的重要作用并给予实质性支持，例如推动煤电价格机制的理顺和联动，至少让煤电在煤价高位时能覆盖单位变动成本，尽快研究出台火电市场容量激励机制，鼓励发电企业在“十四五”乃至“十五五”期间发展高质量煤电，保障电力系统的安全裕度。总之，从根本上破解“煤电顶牛”老大难的办法就是要畅通煤电上下游价格联动疏导机制，进而推动电价改革，让上游一次能源价格的波动带来的电力生产成本的增加能够有效地通过全社会疏导，由企业、政府和社会共同承担价格波动。而当前要打赢能源电力保供仗，最重要的就是要保电煤，同步推进增供和控价两大措施，强化电煤长协履约监管、提高企业违约成本，从而稳定市场价格。
本文刊载于《中国电力企业管理》2022年第8期，作者系本刊记者。
