当前形势下，火电企业普遍经营困难，可持续发展和保供能力堪忧。未来火电企业的出路在哪里？
（来源：能源新媒 文 | 中国华电 2023年干部一班第二课题组）
“十四五”阶段第一年即 2021 年以来，国际石油、煤炭、天然气供求压力陡然增大，主要能源产品价格持续攀升，欧美多国及中国、印度、巴西等金砖国家出现了不同程度的能源电力短缺现象，有的国家甚至引发重大民生问题。
2021 年下半年以来，能源供需矛盾突出、价格持续攀升，能源短缺从欧洲开始向全球蔓延，进而也 使我国能源保供面临严峻挑战。
当前形势下，我国能源电力行业体制性、结构性、周期性问题相互交织，长短期、内外部、宏微观风险持续累积，火电企业承压仍得不到根本缓解。各发电集团火电产业普遍面临生产经营困难，可持续发展和 保供能力堪忧。而影响电力保供能力不足的原因是多方面的。
深层次原因
（一）“十四五”之前煤炭产能压减，加之国际价格传导，成为煤电企业亏损主因
首先，“十三五”煤炭去产能埋下直接诱因。在十三五期间，我国煤炭行业从整个产能规模看是过剩的，所以成为 2016 年去产能的重点。据相关部门数据，2016-2017 年累计完成煤炭去产能 5 亿吨以上。在去产能效果逐步显现的情况下，国家对调控的重心也进行了相应调整。
2017 年，我国煤炭行业由 2016 年的“去产能、 限产量”逐渐调整为“保供应、稳煤价”；2018 年，国 家把提高供给系质量作为主攻方向，从总量性去产能转向结构性优产能。在化解煤炭过剩产能进程中，积极推动先进产能建设，新核准建设了一批大型现代化煤矿，优质产能比重大幅提高。煤炭产能利用率达到 68.2%，同比提高 8.7 个百分点，去产能的目的初步 达到。
其次，相关政策执行过程部分存在偏激或过度现象。许多地方政府执行政策偏激，加之安全、环保压力较大，在实际生活中，以行政手段为主把煤炭产能 总量的压减目标作为指令性任务“切块”下达，由各地管理部门或“拣软柿子捏”挑选去除对象，或者“排头砍去”一刀切操作，客观上造成短时间内煤炭产量急剧下降，同时先进产能释放较慢导致供需失衡。
再次，我国能源结构的特点决定对煤炭需求依旧强劲。从需求侧看，宏观经济运行稳中向好，将进一步拉动能源需求，随着国家治理大气环境、优化能源结构、控制煤炭消费总量，非化石能源对煤炭的替代作用不断增强，煤炭在一次能源中的比重将继续下降， 但受我国能源资源禀赋的约束，煤炭作为我国的主体能源，需求总量依然较大，短时间内不会有大的变化。
最后，煤炭供需受时间、空间、运力等多重因素制约。我国煤炭主要产区在北方，随着煤炭去产能步 伐加快，南方不符合安全生产条件的小煤矿退出较多，原煤生产逐步向资源条件好、竞争能力强的晋陕 蒙地区集中，区域供应格局发生变化，对运力配置提出了新的挑战，煤炭铁路运输的压力加大。
煤炭供需矛盾和价格激涨，成为煤电企业亏损主因。上述因素共同作用、相互影响导致全国煤炭供应在“十四五”期间出现了较为普遍的短缺情况。加之国际市场能源价格暴涨的传导效应，燃料价格高企。自2021 年下半年煤价暴涨以来，国家出台 1439 号 文件后，部分区域煤机电价虽有所上浮，但仍无法疏导电煤价格上涨造成燃煤成本的增加，造成火电企业大面积亏损。
火电持续巨额亏损，导致负债率高企、现金流短缺、投融资功能减弱，生产压力不断增大，火电企业陷 入经营困境。因持续亏损，拓展融资渠道和增量授信 受限，资金价高接续困难的局面难以在短期内改善。
（二）新能源装机增长迅猛，明显压缩火电市场份额
随着国家将“碳达峰、碳中和”纳入生态文明建设整体布局，不断推动新能源革命和能源结构多元化进程。
绿色低碳成为中国数十年内社会经济发展的主基调之一，电能替代力度持续加大，新能源发电比例不断升高，火电企业机组容量份额相对减少。
以 2022 年数据为例，全国发电装机容量同比增长7.8%，其中新能源装机增长 18.75%，全国非化石能源发电量同比增长 8.7%，而煤电发电量同比增长 0.7%，占发电量的比重为 58.4%，同比降低 1.7 个百分点⑺，已经对火电市场形成了较大的挤压。截 至 2023 年 4 月底，我国风电装机 3.8 亿千瓦，光伏 发电装机 4.4 亿千瓦，风电光伏发电总装机突破 8 亿 千瓦，达到 8.2 亿千瓦，占全国发电装机的 30.9%。8.2 亿千瓦，约为 36 个三峡电站的总装机容量。
（三）气电联动不到位，发电企业亏损增加
一是现行电价机制与天然气发电定位不匹配。当前天然气价格高位运行，天然气机组主要作为调峰机组，部分作为供热机组，平均利用小时数低，单一电价无法保障天然气发电企业的运营生存，部分区域采用两部制电价，但容量电价较低，无法覆盖固定成本。
二是气电价格联动机制执行不到位。近两年受国际天然气形势影响，天然气价格一直走高，现行上网电价机制的传导作用减弱，国家发布的天然气发电上网电价政策明确执行气电价格联动，但是多数区域并未建立系统的价格联动方案，目前只有浙江、上海等少数区域气电价格联动机制落实到位。
三是电价疏导方式不畅通。天然气发电现行的电
价机制主要采用的是高于燃煤基准价部分通过政府资金池予以补贴，受近几年经济发展放缓政府财政收紧，电价补贴的总额难以增加，但是各地的气电装机还在不断增加，靠政府资金来疏导电价上涨难度大，无法充分体现天然气发电的电能量价值和灵活性价值。
（四）新型电力系统过程中，火电运行方式发生深刻调整，安全问题凸显
在新型电力系统构建过程中，由于风光电的大规模增长，其间歇性、随机性、波动性特点对系统调节能力提出了巨大需求，火电企业运行方式发生很大变化，开始深度调峰，导致火电机组频繁启停，同时区域外来电调节范围偏窄也使得区域内火电承担了更多的调峰职能。
为此，煤电机组灵活性改造按下“快进键”，深度调峰不断创出新纪录，最低负荷率个别的低至15%。由于推进深度调峰时间短，缺乏技术设计，经验普遍不足，只能先试先做，不仅造成机组能耗异常、经济性下降，而且致使设备部件损伤，设备寿命减少、燃料不完全燃烧增大环保风险、设备检修无法按期等问题，有的问题还可能进一步影响到区域电网安全性，可能从一定程度上动摇整个电力系统安全稳定运行的根基。
（五）火电产业外部环境进一步复杂严峻
当前，因俄乌冲突、脱钩断链等国际社会复杂因素，造成了全球煤炭、天然气价格陡然暴涨，致使企业不能通过国际采购平抑国内燃料价格。此外，在国内一些地方没有深刻理解我国能源资源禀赋特征，没有准确掌握中央坚持先立后破推动能源结构调整，在确保民生用能和国民经济正常发展的前提下，大力推进绿色能源发展。过激地推进地方碳减排工作，强令部分煤电企业限产、停产。个别地方乱作为，以保护地方企业之名，限制燃料市场流通，限制电力市场开放，导致火电产业外部环境进一步复杂严峻。
改善途径与措施
（一）通过煤电联营，推动产业协同、合作共赢煤炭是我国主要的一次能源，火电是电力供应的基础，二者共同承担着保供兜底重任。
联营不仅发挥双方各自产业优势，形成煤矿与火电企业定点、定量、定煤种的稳定供应模式，提升能源安全保障能力，还可以推动构建利益共享、风险共担的煤电合作机制，缓解煤电矛盾。
我国早在上世纪80年代便开始煤电联营实践，目前已形成煤电一体化运行、专业化子公司、参股等多种联营模式。尤其在目前火电大面积亏损的情况下，联营对于强化煤电机组调节能力、夯实民生保障、促进节能减排等均有积极意义。煤电博弈此消彼长，煤电联营作为一种投资经营策略，既需要双方企业有意愿、遵照市场化原则，也离不开政策的有效、适度引导；不能只关注短期利益，重点在于跨越单打独斗的局限，上下游一条心才能协作共赢。
优化改变进煤结构，在努力实现长协煤全覆盖的基础上，推动长协煤合同兑现率，保障长协煤量、价齐优。加强与地方政府相关部门的沟通对接，督促加强铁路运力保障，确保合同执行到位，多措并举控降燃煤采购成本。
（二）主动推进“三改联动”，增强火电企业对新型电力系统的适应能力
贯彻落实《中共中央国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》精神，进一步降低煤电机组能耗，提升灵活性和调节能力，提高清洁高效水平，促进电力行业清洁低碳转型，全力推进煤电实施节能降耗改造、供热改造和灵活性改造“三改联动”，统筹能源安全与节能降碳、兼顾传统能源兜底与新能源转型发展，促使火电清洁、高效、灵活、低碳高质量发展，保障能源安全稳定供应。
结合煤电机组不同煤耗水平实际情况，考虑大型风电光伏基地项目外送和就近消纳调峰需要，以区域电网为基本单元，在相关地区安排配套煤电调峰电源改造升级，提升煤电机组调峰能力，探索出多种技术改造方式，分类提出改造实施方案。兼顾能源保供与低碳减排，火电机组通过汽轮机通流改造和节能一体化改造，深入应用变频和永磁等技术，实现供电煤耗优于设计值。聚焦推广应用与技术革新，推动以新能源为主体的新型电力系统建设，存量火电机组开展灵活性改造，提高机组深度调峰能力。因企制宜采用打孔抽气、低真空供热、循环水余热利用等成熟技术，具备条件的机组改造为背压热电联产机组，推广应用工业余热供热、热泵供热等先进供热技术。
（三）积极融入市场，抢抓现货、辅助服务等电量电价机遇随着全国统一电力市场建设的深入，主动融入和服务电力市场需要，适应电力市场竞争环境，主动作为、抢抓机遇，推动建立现货市场报价机制，完善两个细则及辅助服务市场规则，争取上调调峰补偿标准，研究给予调峰补偿的配套机制，有效提高调峰收益。
1. 现货市场增收措施集团、区域、电厂从不同层面跟踪国家政策、关注国家能源战略、研究市场规则、收集市场信息、掌握企业技术装备等情况，为决策层提供依据和参考。按照集团指导、区域决策、电厂配合的原则，明确各层级角色定位，建立高效协同的决策机制，确保各项决策部署有效落实。
集团层面站在全局高度，把握电力市场方向，重点关注全国能源发展战略、跨省供需形势、省间现货交易等信息，宏观指导各区域开展省间及省内现货交易。
区域层面作为决策主体，按照集团的指导意见，根据本地区能源发展规划，研究本地区电力市场政策，收集本地区火电、核电、风电、光伏、储能、灵活性改造、电力供需形势、网络约束、电网建设、负荷特性等信息，结合本区域实际情况，发挥区域统筹管理优势，制订本区域现货交易策略。同时，保持与集团层面信息交流，开展行业内发电企业信息交流、协同省间及省内现货交易，恪守行业自律，避免恶性竞争，防控市场风险。
发电企业作为电力现货交易的责任主体，按照区域公司的决策部署，配合做好设备维护、燃料储备及生产经营谋划，提高设备健康水平，减少机组非停和电量损失，采购经济适用煤炭，确保尖峰顶得上，低谷压得下，满足电力现货条件下的调度要求，提升现货市场收益水平。
2.辅助服务增收措施
随着新能源装机容量的快速增长，风光的波动性和随机性问题愈加突出，煤电已由基础性电源向基础保障性和系统调节性电源并重转型，加快机组灵活性改造，提高机组的调峰能力，增加辅助服务收入是未来火电企业的发展方向。
按照集团指导、区域决策、电厂落实的原则，集团层面要统筹平衡发电与辅助服务的关系，因地制宜研究制定辅助服务增收策略，实施煤电“三改联动”，提升调峰能力。
区域层面按照华电集团的指导意见，发挥区域统筹管理优势，根据本地区辅助服务政策，结合发电企业实际情况，制订本区域辅助服务营收策略，加强机组调峰、调频和备用能力，提升辅助服务收入水平。对于北方供热机组，通过采暖抽汽调峰、再热蒸汽调峰、主蒸汽调峰、电锅炉调峰、低压缸零出力改造、超超临界机组低负荷干湿态转换等技术，降低机组电负荷，提升热电机组的调峰能力。
对于非供热纯凝机组，通过优化燃料供应、机组灵活性改造、选用宽温催化剂等技术，提升锅炉低负荷稳燃能力，优化机组AGC及爬坡能力，并保证低负荷时脱硝、除尘器和脱硫等系统的正常投运，提升机组调峰能力。
电厂作为辅助服务工作责任主体，根据区域公司辅助服务营收策略，深入研究辅助服务规则，着力提升机组灵活性，加强设备检修维护，合理调配燃料供应，紧盯辅助服务市场变化，做好营收模型分析，根据效益最大化的原则，及时调整机组出力，全力提升辅助服务收入。
（四）积极争取政府支持，推动配套政策落地
1. 两部制电价：容量电价、疏导电量电价鉴于当前火电企业在支撑和保障电网电源安全方面不可替代的作用，科学开展研究分析，呼吁政府研究推动容量电价补偿机制，本着覆盖电力企业基本投资成本的角度出发，推动施行“两部制”电价，给予煤电企业容量补偿电价，疏导电煤价格矛盾。能源保供中，煤电企业承担了更多的调峰压力，频繁调峰对机组设备和生产指标带来的影响远远无法覆盖目前既定的调峰补偿，呼吁各级政府建立现货市场机制，上调调峰补偿标准，研究给予调峰补偿的配套机制，有效提高调峰电价收益。
2. 财税政策回归电力产品作为商品的经济属性，积极呼吁建立形成动态的电力市场价格调整机制，动态调整电价或给予补贴，保障煤电企业基本的生存空间。联合煤电企业共同呼吁和反映企业实际困难，争取和落实困难企业房产税、土地税等税收减免政策；坚持“政策亏损政策补”的原则，保障既有能源保供期间各项财政税收资金等优惠政策延续的同时，还要大力推动更多能源保供、财政贴息、专项资金扶持、税收减免等专项优惠新政出台。
（五）持续深化提质增效，全面提升企业效益水平
认真落实国资委“一增一稳四提升”要求，把稳增长、防风险摆在更加突出位置，大力推动提质增效，确保完成企业经营目标。一是压实提质增效责任。完善工作机制，加强过程管控，强化重点督导，抓好任务分解和措施落地，压实各单位主体责任，充分发挥主观能动性，确保目标务期必成。
二是确保提质增效成效。积极拓市场，统筹中长期、现货和辅助服务市场，确保中长期交易电量占比不低于装机占比、交易价格不低于市场交易平均价格，现货市场同类型机组效益不低于行业平均水平，辅助服务市场收益同比实现正增长；因地制宜提高机组供热能力，持续提升供热综合效益。全力控成本，突出抓好燃料成本管控，优化完善燃料采购体制机制，充分发挥集采优势，做好天然气集约采购试点，加快燃料物流体系建设，严控企业生产成本；加强物资集约化采购和招投标依法合规管理，强化资金成本管控，抓好“两金”压降；控制营业成本增幅低于营业收入增幅。三是切实抓好风险防范。落实国资委工作部署，推动合规管理工作再上新台阶。完善电煤资金保障机制，防止缺煤停机和债务违约事件。
（六）提升系统运输能力，优化运力资源配置
一是系统研究优化部署。进一步结合集团燃料运输需求，摸清能源物资运输现状，制定运输优化提升工作方案。建立重点企业联系制度，“一企一策、一事一策”，全力做好能源物资运输供需对接。强化统筹协调调度，并及时关注气象监测预警，高度重视寒潮、暴雨和台风等的影响，完善应急预案。
二是根据需要成立工作专班。根据火电企业燃料保障实际，酌情成立运输保障工作专班，实行一事一处理，急事急办、特事特办。
三是落细工作举措。进一步细化实化工作要求，落地落细工作举措，强化安全监管，保障煤炭、LNG（液化天然气）水路运输服务和电煤公路运输服务。
四是做好应急预案。组织编制能源物资道路运输保障专项应急预案，立足充分发挥道路运输兜底保障作用，区分各类突发情形，明确应急举措，全力做好运输保障工作。
（七）探索新方式、新业态、新市场，提升火电企业发展韧性
1. 参与投资绿电,落实火电与新能源联营火电企业通过积极参与绿电投资是火电企业实现转型升级、发展可持续性的重要途径之一，既可以满足“双碳”背景下对绿电的需求，实现绿色产业链的延伸和拓展，又可以与火电企业形成互补，为企业带来新的收益来源，提高自身的环保形象和竞争力。
2. 稳妥有序推进碳排放权交易。为进一步发挥市场机制对控制温室气体排放、降低全社会减排成本的重要作用，切实做好全国碳排放权交易市场（以下简称全国碳市场），全国继续根据《碳排放权交易管理办法（试行）》推进年度配额分配工作，推动碳市场健康发展，助力我国碳达峰碳中和目标实现。按照交易管理办法，重点排放单位应当是拥有发电机组产权的单位，作为责任主体参与全国碳市场配额的发放、交易、清缴等环节。
为了让企业“减排不白干，卖碳有钱赚”，国家已引导火电企业积极参与碳资产管理，推进碳资源合理配置，在年度履约交易工作有序实施基础上，争取企业参与全国碳市场的收益最大化，促进企业减排动力更足。根据国家制定的碳交易相关规则，在碳市场上，通过碳排放权配额和核证自愿减排量（CCER）两种交易方式进行碳减排价值转化和交易。
鉴于当前新增绿电对供给市场的挤压，火电企业应按照保供需要结合企业正常生产能力争取国家碳配额，并将碳排放量盈余部分，通过出售碳配额和CCER的方式来获得额外经济收益，从而实现减排效果并增加企业收益。
3. 创新驱动增强企业发展新动能坚持创新驱动发展，依托重大基建和技改工程，重点在低碳技术、燃机国产化、综合智慧能源等领域加大力度，多出成果。充分发挥集团专家咨询委员会作用加大科技奖励力度。扎实推进数字化转型全面提升管理效能。加强数字化基础设施建设，健全完善数字化管理、技术和运营体系，继续抓好数字电厂、智慧供热建设，促进管理水平提升。
（课题组成员：杨强尤华张明杰张宝林笪如军侯志涛韩鹏陈永刚闵聿华魏永志）
