“能源的饭碗必须端在自己手里”是习近平总书记对能源发展作出的重要指示。近年来，我国能源供需总体平稳，但局部地区能源供应紧张情况时有发生。基于我国富煤贫油少气的能源国情，如何抓好煤炭清洁高效利用，更好发挥煤电支撑保障作用，结合近年来国家能源集团在电力市场建设与能源保供方面的工作实践，笔者将自身的认识和思考分享如下。
保障能源安全的政策要求
自2021年9月以来，习近平总书记对保障能源安全先后作出15次重要指示和批示。党的二十大报告对“加快规划建设新型能源体系，加强能源产供储销体系建设，确保能源安全”作出重大部署。电力安全已经成为能源安全的核心内容，并构成经济安全和国家安全的战略基石。确保能源稳定供应是电力行业全面贯彻落实党的二十大精神和中央经济工作会议部署的担当之举。有关部门也多次针对保供出台了具体政策要求：
2021年11月，国家能源局印发《关于强化市场监管 有效发挥市场机制作用 促进今冬明春电力供应保障的通知》，指出将充分发挥电力中长期交易稳定作用，更好发挥电力辅助服务市场调节作用，有效发挥紧急状态下跨省跨区支援作用。
2022年迎峰度夏期间，国家能源局召开华东、华中和华北等重点区域迎峰度夏电力保供专题会，对重点工作进行再动员、再部署，压紧压实电力保供责任，优化细化电力需求侧管理，确保民生、公共等重点领域用电，坚决防止拉闸限电现象出现。
2023年1月，国资委下发《关于中央企业全力做好能源保供稳价工作的通知》，提出发挥大电网资源统筹优势，加强电网余缺互济，坚决守住电网安全生命线和民生用电底线；发电企业多存煤、存好煤，持续提高机组顶峰发电能力，确保应发尽发、能发满发，及时消除设备缺陷和安全隐患，保障极寒天气下的供电供暖安全。
国家能源集团全力支持能源保供
国家能源集团坚决贯彻习近平总书记重要指示批示精神，全面落实党中央、国务院决策部署，始终以“能源供应压舱石、能源革命排头兵”为使命，全力以赴保煤保电保民生、增产增供增信心、稳价稳市稳预期，高质量完成重大活动、重要时刻、重点区域能源保障任务。
一是发挥煤炭主体能源作用，坚持以煤炭保能源安全。成立煤炭增产增供专班，稳产增产保供应。截至2022年底，自产煤连续15个月保持5000万吨/月以上水平，年度商品煤产量首次突破6亿吨大关。2022年煤炭销售量7.9亿吨，铁路运量4.7亿吨，航运量2.4亿吨，多项指标创历史最好水平。
二是发挥煤电基础保障作用，坚持以煤电保电力安全。带头落实电力安全保供部署要求，2022年,发电量1.14万亿千瓦时，以全国10.8%的装机（国家能源集团装机27791万千瓦，其中近2亿千瓦为火电）贡献了全国 13.1%的电量；售热量4.9亿吉焦，同比增长7.7%，完成迎峰度夏（冬）以及东北、川渝等地区保暖保电任务。
三是深入推进“三改联动”和“两个联营”。国家能源集团以实际行动落实“传统能源逐步退出必须建立在新能源安全可靠的替代基础上”的要求，充分发挥煤电支撑保障和调节电源作用。提升保障能力。2022年，国家能源集团投运571万千瓦的先进煤电，开工15个火电项目。推进“三改联动”。提升调峰能力350万千瓦，新增供热容量280万千瓦，2022年，“三改联动”总投资将近40亿元。深化煤电联营，开展坑口煤电“小联营”项目10个，煤电装机1832万千瓦；打造煤电化运一体化“大联营”，涉及70%的煤电装机，沿铁路、航运运输路线布置。强化设备治理。煤电机组非停同比下降48%，煤耗降低0.98克/千瓦时；强化民生供热保障，北方10省份131台供热机组稳定运行。
四是积极参与电力市场改革，以市场化方式平衡电力供需。2022年，国家能源集团完成电力交易8998亿千瓦时，其中煤电交易电量8168亿千瓦时，占煤电售电量的92%。参与省间交易电量1517亿千瓦时，占全国省间交易电量的14.6%，助力跨省跨区电力余缺互济。积极参与省间现货市场，所属138家发电企业出清电量63.9亿千瓦时，占国家电网经营区域的20%，高于容量占比8.3个百分点。
2022年，国家能源集团电、热产量再创历史新高。煤电发电量9462亿千瓦时，占到全国煤电发电量的18.6%；机组平均利用小时数达到4942小时，高于全国平均348个小时；在17个省区可比企业中排名第一位。在迎峰度夏关键期，国家能源集团15个区域煤电开机率保持100%，华东、华中、川渝地区负荷率超过90%。单日发电量、单月发电量大幅刷新历史纪录，助力长江流域有效应对高温酷暑带来的电力电量“双缺”严峻考验。
电力保供实践对煤电企业健康发展的启示
近年来，国际能源紧缺、煤电顶牛矛盾升级、极端天气频现，叠加电源结构变化，增加了电力生产供应的不确定性。从能源电力保供实践看，有以下四点启示：
一是煤电仍是当前电力安全供应的基石。从全国来看，截至2022年底，全国煤电装机11.2亿千瓦，占总装机容量的43.8%（近五年下降11.8个百分点），但提供了58.4%的发电量，支撑超七成的电网高峰负荷（2022年7、8、9月火电发电量占比69%、72.6%、70.8%），承担超八成的供热任务，关键时刻发挥了“顶梁柱”作用。我国以煤为主的资源禀赋，决定了煤电在今后较长时期内仍将承担保障我国能源电力安全的重要作用，短期内不可能被完全替代。
二是煤电保供面临诸多挑战。目前，煤电受电煤价格长时间高位运行、利用小时逐年下降，特别是电价机制不能合理疏导成本的影响，存在三方面挑战：
企业经营困难。2022年，国家能源集团煤电企业亏损面近50%，企业现金流持续紧张、设备欠修、电煤库存不足等问题已经显现。宁夏、辽宁、河南、四川成片区亏损，企业陷入生存危机，以宁夏为例，煤电基准价259.5元/兆瓦时，当前煤价水平超千元，国家能源集团宁夏电力公司2021、2022年累计亏损达百亿元，以自身“失血”的代价全力保障区内和外送电力安全。2022年宁夏省内、省间交易电价涨幅已经远远超过20%，但仍然不能达到所谓的“保本区间”。
设备可靠性下降。新能源装机迅猛增长带来的消纳问题和保障电网安全运行之间的矛盾日益突出，煤电承担频繁的启停、调峰、调频、应急服务，供电煤耗增加，设备可靠性、机组经济性下降。山东、山西新能源大发期间，煤电频繁启停调峰，辅助服务补偿以发电侧“零和游戏”为主，难以覆盖机会成本损失和运营效率损失。经测算，60万千瓦的超临界机组负荷从100%降到50%，煤耗约上涨20克/千瓦时，如果降到40%煤耗将上涨40克/千瓦时以上，且会对机组寿命产生较大负面影响。
成本疏导困难。煤价、电价关系严重扭曲，煤电企业不计成本高价采购、高位储煤压力巨大；煤电在电力系统中的功能定位由承担基荷的主力电源逐步转变为以调节、兜底为主的电源。在水电、新能源富集地区，煤电利用小时已远低于基准价核价小时数，东北、西南部分省份已连续3年跌破4000小时。单一的电能量收入难以回收全部发电成本，煤电企业长期大面积亏损，已经严重影响到企业生存和能源保供。
三是完善电力市场建设是保障电力安全供应的重要支撑。“1439号文件”建立了“能涨能跌”的市场化电价形成机制，中长期交易电价上浮范围扩大至20%，高耗能交易电价不受上浮20%限制，有效缓解了电力企业经营压力。电力现货试点加快推进，分时价格信号引导用电需求，带动用户用能向精细管理、错峰生产、节能降耗转变，助力削峰填谷。在现货试点省份，当电力负荷需求旺盛、新能源出力小的时候，现货出清价格大幅上升，火电会主动多发抢发，用户用电成本极高，用电意愿降低，减产甚至停产。以山西省为例，在2021~2022年全国电力紧张时期，通过电力现货市场调节，从未发生有序用电情况，并通过省间联络线支援其他省区，获得国家主管部门高度肯定。2022年8月，迎峰度夏关键期，山西电力现货日前出清均价13天超过1元/千瓦时，7天达到1.5元/千瓦时价格上限，省调煤电企业一方面积极参与省内现货市场，满发多供，另一方面深挖机组潜力，通过省间现货市场支援华东、华中，服务电力保供大局。
2022年，全国电力市场建设最大亮点是国家电网经营区域省间电力现货开启连续不间断试运行。根据2022年省间现货出清电量统计，2~6月、9~11月主要以跨省区消纳新能源和水电为主，电价较低，煤电参与意愿不强。迎峰度夏期间，各省区用电负荷不断刷新纪录，省间现货市场供不应求，煤电机组成为省间现货电力供给主力军，市场价格大幅上涨。迎峰度夏期间，国家能源集团出清电量28.9亿千瓦时，占全年交易份额的45%；平均出清电价1.81元/千瓦时，是标杆电价的4.9倍。通过省间现货市场，实现电力资源跨区域共享互济，大幅缓解部分区域电力供应紧张形势，有力保障迎峰度夏能源电力稳定供应。
四是优先解决煤电市场政策问题、更好地发挥支撑保障作用是当务之急。近年来，我国电源结构、负荷特征发生重大变化，电力系统运行复杂性大大增加。电力行业、发电企业长期健康发展，需要更大力度加快电力市场建设，为能源转型和保障能源安全发挥有效市场的积极作用。科学的电力市场建设离不开“大电网+大基地+煤电支撑保障”。有效发挥煤电“压舱石”和“稳定器”的作用，是能源电力保供的基础，是加快新型电力系统建设的重要先决条件。
新能源渗透率逐年提高，煤电作为重要的支撑性和调节性电源，需要转变角色，保持合理的装机占比，推进“三改联动”，提升灵活调节能力和清洁高效水平。这些措施的落地，应以有效的市场为前提条件。需要从新型电力系统成本上升和电力系统安全稳定供应的角度，重新评估煤电的电量价值、容量价值和调节价值，畅通成本疏导渠道、改善企业经营环境，在促进新能源发电全额消纳、推动电力体制改革行稳致远、助力新型电力系统加速构建、保障国家能源电力安全等各项工作中，更好发挥支撑保障作用。
煤电企业实现高质量发展的相关建议
针对上述现状与问题，就煤电企业如何实现健康与高质量发展，笔者建议如下：
第一，建立燃煤基准电价评估与调整制度。目前，各省区煤电基准价均为2017年以前核定，个别省区基准价大幅偏离核定时的煤价水平，成片区亏损。这并非企业经营不善导致，而是行业整体的问题。对此，建议统筹考虑各省区入炉煤价、利用小时、固定成本、长期贷款利率等因素，每两至三年开展各省区煤电“基准价”评估，并建立煤电“基准价”调整制度，使基准价能有效反映电煤价格、电力需求等供求因素变化，促进发电成本有效疏导。
第二，放宽中长期交易价格浮动限制，加快推进电力现货市场建设。目前，多数省份煤电交易价格持续按照20%的幅度顶格上浮，市场价格失去弹性；第二批现货试点进展缓慢。建议放宽煤电中长期交易价格上下浮动20%的限制，真实反映成本变化和供需关系，合理引导中长期价格的形成，督导各省区严格落实高耗能企业交易电价政策。加快推进现货试点建设，准确发现不同时段、不同节点电力供需价格信号，引导用户从“按需用电”向“看价用电”转变，助力电力系统以市场化方式优化资源配置、合理削峰填谷、保障电力供应。
第三，建立容量保障机制，完善辅助服务交易品种。我国容量电价机制尚未建立，难以有效引导充足的发电容量和灵活调节资源投资建设。辅助服务市场以发电侧“零和”为主，没有传导至电力用户，辅助服务收益不能覆盖成本损失。建议加快推进在西南水电大省、西北新能源基地试点容量补偿机制，通过容量价格兑现，解决固定成本回收问题，确保短期的保供容量供给和长期的可靠容量投资建设。加快建立完善调峰、调频、黑启动、旋转备用等辅助服务交易品种和用户参与分摊共享机制，通过市场机制补偿火电机组的灵活调节成本。
第四，规范交易电价形成机制。目前，个别省区仍存在行政干预市场交易行为，通过新能源专场交易、调整交易价格上限、减少机组启停补贴等多种形式，压降交易电价。省间电力交易存在壁垒，外送电价未按落地省基准价上浮到位，制约了外送交易规模化发展；部分省份限制煤电机组参与省间现货交易。虽然问题是节点性或者局部的，但其不良影响突出。建议加强对各地电力市场监测和电价政策监管，纠正不当干预市场的行为。加快构建全国统一电力市场，有序放开送受电计划，进一步完善跨省跨区市场交易价格形成机制。
