2025年05月18日 星期天
■今后煤電的發展不宜一味追求高參數、大容量，而應結合地理環境、氣候條件、燃料供應情況、老機組特點等因素，選擇可行技術，向質量型、輔助型模式轉型。
■煤電企業的使命不再是發更多的電，而是如何更好地調峰，讓可再生能源最大限度地避免棄風棄光現象，讓電力系統更多地消納可再生能源。
■政府要出臺配套政策，建立容量電價機制，出臺輔助服務價格機制，社會也要對煤電機組的調峰作用給予充分認可，不能妖魔化煤電，更不能簡單關停煤電。
近日，國家發改委發布了《關于深化燃煤發電上網電價形成機制改革的指導意見》。
其核心變化是：將現行燃煤發電標桿上網電價機制改為“基準價+上下浮動”的市場化價格機制。基準價按當地現行燃煤發電標桿上網電價確定，浮動幅度范圍為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%。對電力交易中心依照電力體制改革方案開展的現貨交易，不受此限制。國家發改委根據市場發展適時對基準價和浮動幅度范圍進行調整。
煤電聯動退出歷史舞臺是必然選擇
煤電聯動機制始于2004年，2005年首次執行聯動。到2015年底，全國煤電機組標桿上網電價共進行了11次調整。
2009年11月，為合理反映燃煤電廠投資、煤價、煤耗等情況變化，相應調整電價；2013年9月，為支持可再生能源發展，鼓勵燃煤發電企業進行脫硝、除塵改造，下調電價0.9分/千瓦時至2.5分/千瓦時；2014年9月，為進一步緩解燃煤發電企業脫硝、除塵等環保電價矛盾，下調電價0.93分/千瓦時。
除這3次以外，明確因煤電聯動而調整全國煤電機組標桿上網電價的有8次。在這8次中，6次為上調、2次為下調，最近一次發生在2015年年底。實施煤電聯動后，火電上網電價全國平均下調3分/千瓦時。
2015年12月31日，國家發改委發布《關于完善煤電價格聯動機制有關事項的通知》，對已經執行了12年的煤電價格聯動機制進行調整，明確煤電價格聯動機制以一年為一個周期，由國家發改委統一部署啟動，以省（自治區、直轄市）為單位組織實施；依據的電煤價格按照中國電煤價格指數確定；對煤電價格實行區間聯動，分檔累退聯動；燃煤機組標桿上網電價和銷售電價的測算公式嚴格按照煤電價格聯動機制測算確定。
根據新聯動機制的測算公式，2015年11月至2016年10月，全國電煤平均價格為347.54元/噸。以2016年1月1日舊聯動機制最后一次執行前的標桿電價作為基準電價測算可知，2017年1月1日起，燃煤機組上網電價相比2014年的基準電價理論上應上調0.18分/千瓦時，不足0.2分/千瓦時，沒有達到執行聯動的觸發條件。
2017年，面對上漲的煤價與經營困難的火電企業，政府取消工業企業結構調整專項資金、降低重大水利工程建設基金和大中型水庫移民后期扶持基金征收標準。此舉一方面降低了銷售電價以減輕下游工商業用戶用電負擔，另一方面提高了煤電上網電價以緩解火電企業經營困難。
2017年7月7日，河南省發改委率先發布了《關于合理調整電價結構有關事項的通知》，宣布自2017年7月1日起，將省內燃煤發電機組標桿上網電價統一提高到2.28分/千瓦時。之后，江蘇、陜西、河北、重慶等地陸續發布電價結構調整的通知。全國31個省（自治區、直轄市）中，有24個地區上調了煤電標桿上網電價。
2017年，電煤價格始終保持高位運行，2016年11月至2017年10月的電煤平均價格為514.94元/噸。根據燃煤機組標桿上網電價與煤價聯動計算公式可知，2018年1月1日起，燃煤機組平均上網電價相比2014年平均上網電價理論上應上調1.76分/千瓦時，與2017年7月1日調整后的標桿電價相比，理論上應上調3.67分/千瓦時。
《2018年政府工作報告》提出，要大幅降低企業非稅負擔。進一步清理規范行政事業性收費，調低部分政府性基金征收標準。繼續階段性降低企業“五險一金”繳費比例。降低電網環節收費和輸配電價格，一般工商業電價平均降低10%。
在此背景下，煤電聯動放慢步伐。
2018年電煤價格相比2017年進一步上漲，2017年11月至2018年10月的電煤平均價格為533.28元/噸。
2019年1月1日起，燃煤機組平均上網電價相比2014年理論上應上調2.49分/千瓦時，與2017年7月1日調整后的標桿電價相比理論上應上調4.40分/千瓦時。
今年3月5日，《2019年政府工作報告》指出，要深化電力市場化改革，清理電價附加收費，降低制造業用電成本，一般工商業平均電價再降低10%。
連續2年降低下游銷售環節中的一般工商業電價，上游發電側的上網電價執行煤電聯動上調僅是奢望，煤電聯動機制已名存實亡。
實施煤電聯動政策，初衷是為了反映用電成本，但畢竟是臨時性干預措施，與新電改方案、價改意見中的“放開競爭性環節電價”“建立主要由市場決定價格的機制”等要求相違背。
現行燃煤發電標桿上網電價機制已難以適應新形勢，突出表現為不能有效反映電力市場供求變化、電力企業成本變化，不利于電力上下游產業協調可持續發展，不利于市場在電力資源配置中發揮決定性作用。尤其是煤電聯動的調整滯后性，導致電力價格調整不能及時反映煤炭價格變化，從而加劇了周期性波動的影響。
同時，伴隨市場化交易電量比例的逐步提升，煤電聯動的存在意義已經不大。在電力市場化逐步深入的過程中，煤電聯動退出歷史舞臺成為必然。
煤電發展模式由數量型轉向質量型、輔助型
該指導意見提出，基準價按當地現行燃煤發電標桿上網電價確定，浮動幅度范圍為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%。同時明確，實施“基準價+上下浮動”價格機制的省份，2020年電價暫不上浮，確保工商業平均電價只降不升。
從上述表述可以看出，該指導意見嚴格規定上浮區間，而對下浮則區間則用了“原則上不超過”的概念，為下浮區間帶來了更多的想象空間。同時，明確了明年價格不上浮，也就是最多持平，存在下調可能性。
一方面，這樣的制度安排符合當前的電力市場供需形勢和工商業降成本的總體要求。
近年來，我國電力供應總體寬松，其中煤電總裝機容量已經超過10億千瓦，2018年的發電利用時間為4361小時，如果按照火電合理利用時間5000小時計算，目前火電機組的富余容量占比達29.5%。
我國部分省份煤電過剩的局面比較嚴重，所以從供需決定價格的角度考慮，下浮范圍可能會超過15%。但從全國范圍來看，“原則上不超過15%”是相對合理的安排。
從成本端考量，工業制造業成本中的能源成本是很重要的一項。工商業降成本的途徑之一便是降低能源成本。在當前中美貿易摩擦階段，通過降低成本來提升工業制造業的競爭力是一項重要課題。
目前，美國工業用電平均電價為0.43元人民幣/千瓦時，商業用電平均電價為0.67元人民幣/千瓦時。
據相關部門測算，我國工商業電價平均比美國高45%。美國制造業的回歸，很大程度上得益于用電成本的下降，這一優勢甚至吸引了我國沿海地區一些高載能工業向美國轉移。所以從當前電力供需形勢和工業制造業降成本的角度來看，調整火電上網電價形成機制有利于降低電力成本。
另一方面，從中長期視角看，基礎價加浮動價的機制更應是雙向的。電力本身也是商品，電力價格將伴隨物價和制造成本的提高而有所提升。
近幾年，伴隨供給側結構性改革，煤炭、鋼鐵、建材價格恢復性上漲，人口老齡化帶來的勞動力緊張問題提高了用人成本。以火電上游煤炭開采為例，近3年煤炭開采成本大致上浮30%。這種提升一般具有不可逆性，并且伴隨煤炭開采深度的進一步加深，成本將進一步上漲。將火電上網電價調整為“基準價+上下浮動”價格機制，目的絕非單純降電價，而是以更加市場化的方式讓電力回歸商品屬性，增強價格調整彈性。
因此，在新形勢下，煤電與新能源應協調發展，煤電在發揮基礎能源保障性作用的同時，要為新能源提供更多的輔助服務。
以煤電為代表的常規能源與新能源和則兩立、斗則俱傷。在國家體系中，任何子系統內部的不協調都會對系統本身帶來不利影響。
一方面，以煤炭為主的化石能源仍是當前和今后一個時期我國最重要的主體能源。能源本質上是服務于經濟社會發展的，一個國家的能源戰略選擇應與這個國家的能源資源狀況和發展階段相適應。
對我國而言，以煤為主的能源結構一是取決于我國的資源稟賦。煤炭資源量占常規一次能源的94%左右，遠高于國際平均水平，更高于西方發達國家目前水平。二是取決于中國目前的發展階段。中國仍是發展中國家，煤炭在全球尤其在中國，仍是最具經濟性的能源資源之一，日本、東南亞、中東地區部分國家目前仍在提升燃煤發電的比重。三是取決于煤炭清潔利用的可行性。目前我國的燃煤電廠近零排放技術、潔凈煤技術、煤粉型鍋爐等已經可以實現煤炭的清潔高效利用，且旨在減少碳排放的CCS技術也在推進之中。因此，以煤為主的能源結構是符合客觀規律的，通過煤炭的綠色開發與清潔利用，煤基能源的發展也可以與中國生態文明建設的總目標保持一致。
另一方面也必須看到，新能源是當前能源系統的重要組成部分。一是環境問題日益緊迫。化石能源的粗放利用方式給大氣造成了嚴重的污染，可再生能源替代化石能源是加快環境友好型社會建設的重要舉措。二是碳減排壓力大、時間緊。2014年，中國二氧化碳排放量為97.6億噸，但總量已居全球第一。三是常規能源，尤其是常規化石能源是不可再生資源，其開發受資源承載力屬性的約束較強。
今后很長一個時期，新能源在能源消費中的占比會有所提高，但常規能源的總量也會增長。更重要的是，巨大的存量部分仍需實現結構調整和優化。
德國被業界視為能源轉型成功的國家之一，在大力推進可再生能源使用的同時，2013年褐煤發電量達到1620億千瓦時，創下了歷史最高記錄。
對于能源系統而言，不是發展新能源，常規能源就不發展，或發展常規能源，就是搶占新能源空間。我們應該看到，發展的含義并非單純依靠“量”來體現，還有體制變革、結構優化、效率提升、產業進步等重要內涵。
一個國家在能源發展的選擇上，要綜合考慮能源結構、發展階段、環保要求、資源承載力、技術經濟可行性等諸多因素，做到統籌協調，兼顧各方優勢，實現全面發展。
在當前形勢下，今后煤電的發展不宜一味追求高參數、大容量，而應結合地理環境、氣候條件、燃料供應情況、老機組特點等因素，選擇可行技術。更重要的是，煤電的發展需要轉變傳統數量型發展模式，更多向質量型、輔助型模式轉型。
煤電企業的使命不再是發更多的電，而是如何更好地調峰，讓可再生能源最大限度地避免棄風棄光現象，讓電力系統更多地消納可再生能源。
按照這個定位，對煤電機組利用小時數的預期需要降低。在大規模可再生能源發展的新時期，煤電機組的利用小時數在4000左右是正常的，因為煤電將更加側重于調峰。
政府、社會、企業需要充分認知到這一點。
政府要出臺配套政策，建立容量電價機制，這是對煤電企業支撐電力系統安全穩定功能的認可。要出臺輔助服務價格機制，這是對煤電機組提供調峰能力的認可。社會也應對煤電機組的調峰作用給予充分認可，不能妖魔化煤電，更不能簡單關停煤電。煤電企業應加強設備調峰能力建設，盡早找準自己的定位。
各種能源協調發展、多能互補是未來趨勢
常規能源與新能源是命運共同體。伴隨新電改的推進和能源互聯網時代的到來，各種能源協調發展、多能互補是未來發展趨勢。
能源互聯網時代即通過整合多類型能源的各環節，對環節中信息流、能量流（或物流）、資金流進行優化和重構，構建高效、綠色、智能的能源產業體系。
一方面，新能源可以依靠煤基產業來發展。
煤基多聯產需要大量氫氣參與化學合成，而核能、太陽能、風能則可以通過電解水、熱化學循環分解水、核能高溫熱裂解等方式獲得氫氣，實現清潔能源就地利用，解決清潔能源并網難題。
太陽能、風能發電，受光照、風速、風向等自然因素影響，存在穩定性、可靠性差的弊端，通過建立輔助服務機制“削峰填谷”，實現能源穩定供應，火電通過提供輔助服務也能得到相應補償。另外，太陽能作為新能源，目前成本很高，示范項目正在積極開展。太陽能發電基本原理和火電相似，若與火電項目聯合布置或在既有火電項目上改造布置，可以降低成本，也有利于傳統火電項目實現清潔發展。
另一方面，煤炭作為常規能源也可以轉型發展新能源產業。
本輪電改明確，對于納入規劃的風能、太陽能等可再生能源，在同等條件下可以優先上網。
煤炭產業也可發揮煤礦用電多、負荷穩定、網架現成的優勢，利用廢棄工業場地、井田地面及其周邊地區，積極探索風電和光伏發電，充分利用土地資源，有效降低用電成本。
此外，借當前退出產能之機，利用廢棄礦井進行儲能，同步發展風電和光伏發電，也是一個值得探索的方向。
國務院在《關于煤炭行業化解過剩產能實現脫困發展的意見》中明確指出，促進行業調整轉型，鼓勵利用廢棄的煤礦工業廣場及其周邊地區，發展風電、光伏發電和現代農業。
總之，取消煤電聯動是電力市場化改革進程中的必然趨勢，煤電產業需要實現更高層次的發展。綜合考慮我國發展階段、環境容量、能源稟賦等因素，常規能源與新能源應加強合作，避免零和博弈。
