由于電煤價格企穩，需求增長好于預期，2019年并不是近年來煤電企業經營情況最壞的一年，但卻是煤電系統性風險集中顯現的一年。部分地區的火電因為連年巨虧、資不抵債，電廠長期靠母公司“輸血”維持經營，在近年來國資需持續降低負債率的要求下，集團為了避免“失血過多”，這一年來陸續推進電廠破產清算，“排隊甩賣”煤電資產。
大多瀕臨破產的煤電廠都位于“胡煥雍線”以西地區，其共同點是清潔能源富集、對低電價訴求最為強烈、電煤量價供應優勢不再，這些地區的煤電可謂“同病相憐”。
臨近年底，整個行業等來了一份驚喜。國務院國資委發布《中央企業煤電資源區域整合試點方案》，自2019年開始，用3年左右的時間開展中央企業重點區域煤電資源整合試點工作，力爭到2021年末，試點區域產能結構明顯優化，煤電協同持續增強，運營效率穩步提高，煤電產能壓降四分之一至三分之一，平均設備利用小時明顯上升，整體減虧超過50%，資產負債率明顯下降。
業內人士感嘆，這或許是當下幫助煤電脫困，處理債務最高效的方式。也有人直言，歷經十多年探索的省級電力市場將接受嚴峻的考驗。還有人感嘆，在生存還是毀滅面前，市場還是計劃變成了次要矛盾。同時有人提出，在全國多地出現供需趨緊的背景下，進一步壓降產能或對保障供應不利。
回看煤電近年的跌宕起伏，未來筆落何處值得更多探討。
多重擠壓形成虧損“大山”
“部分地方政府與企業難以抑制投資沖動，早期煤電對當地經濟發展帶來的貢獻很顯著。”一位長期研究煤電的業內人士指出。據了解，即便是在經濟較為發達的東部地區，因地市資源稟賦不同，一家煤電廠給地方財政貢獻40%稅收收入的情況并不鮮見。
2002年進行的“廠網分開，競價上網”改革對煤電的大發展起到了顯著的促進作用。由于培育了新的投資主體，原五大發電集團十余年間如“五虎下山”搶占市場，新建大量煤機。到了2018年，相關統計顯示，煤電占電源的總裝機比例達到85.34%。其中，2003年到2008年的這六年以煤電為主的規模擴張尤為突出，基本解決了中國缺電的問題。
旺盛的市場需求、企業規?；l展路徑和政府的支持共同構筑了煤電作為國家能源供給的底盤，但高速擴張也帶來了后續煤-電矛盾、資產負債率高企、巨額虧損等問題。
后來，隨著環保的約束條件日益拉緊，發展大規模清潔能源的號角又在西北、西南等風、光資源富集地吹響。在環保壓力和財政補貼的正向激勵下，清潔能源同樣“大干快上”。當棄風、棄光問題日益緊迫時，煤電的市場空間也難以避免地變得越來越小。
一位業內人士曾直言，政府缺乏嚴謹科學的電力規劃，依靠投資拉動經濟，以及發電企業集體非理性圈地競爭是造成部分地區多年裝機持續過剩的主要原因。
2012年、2013年，隨著經濟增速開始放緩，電力富余的苗頭在西北和東北首先顯現。在西部的重慶，時任某領導在市政協的一次演講中說，中國現在14億千瓦裝機，而明明只需要8億千瓦，多余的6億千瓦裝機需要3萬億的資本，過剩產能都攤在電費里。西北、西南、東部地區紛紛發出降電價的強烈訴求。
這種訴求很快體現在本輪電改當中。根據國家能源局發布的歷年全國電力價格情況監管報告，2018年電網企業平均銷售電價較2015年下降超過8.5%。而電力價格的下降一方面來自輸配電價監審，另一方面就是煤電企業通過市場競爭“擠出”的紅利。
一位價格機制資深研究者評價，市場競爭結果為電力投資提供價格信號，能夠緩解過剩，同時促進電力企業調整發展模式。
管制時代留下的過度投資直接傳遞給市場競爭的同時，煤電的上游產業——煤炭又產生了新的變量。2015年開始，幾乎與電力體制改革同步推進的還有煤炭去產能，部分傳統煤炭大省從煤炭凈輸出地變成了凈進口地。落后的產能得到“出清”，但先進產能的釋放卻并不如預期中那么順利?？梢姷慕Y果是，供需關系幾乎在瞬間發生逆轉，電煤價格迅速攀升。
這種壓力很快傳導到了煤電身上。在貴州凝凍災害時電煤供應的緊急情況時隔十年再次出現——部分電廠要對電煤“圍追堵截”才能有煤發電。高位企穩的電煤價格對于處在改革當中的煤電企業來說可謂雪上加霜。
單一電能量市場：出路還是陣痛?
煤電在本輪電力市場化改革中是首當其沖的。2015、2016年間，有省區的市場交易電價相對當年煤電標桿上網電價平均降幅最高達到標桿電價的50%，紅利迅速地通過直接交易傳導給了最先入市的工業大用戶。
但在部分情況下，由于規則設計、政府直接干預等多重原因，發電企業賣電的價格并不能夠反映市場主體的真實意愿和博弈結果。
中電聯編寫的《中國電力工業現狀與展望(2019)》提到，地方政府行政干預電力市場運行問題較為普遍。一些地方存在“定量、定價、定對象”等“三指定”的做法，即政府引導降價幅度、對交易總量進行比例限制、扣減基數電量等非市場化方式干預交易，要求當地用電大客戶必須和當地發電企業開展市場交易等等。
部分地區直接交易的執行在2018、2019年遇到了瓶頸。據悉，某地方相關主管部門為了讓月度交易能夠繼續，甚至用年度合同的執行作為籌碼，督促發電企業參與。還有部分地區規則設計不甚合理，超發電量按遠低于市場均價的價格結算，導致電廠在市場中只要報價超過該價格就更劃算，間接造成機組主動壓低價格。
不過，隨著市場的發展，部分煤電獲得了新的收入方式，包括參與深度調峰市場、與儲能聯合調頻等，而兩者截至目前也還是一種“零和游戲”。
我們曾報道過，東北是“三北”地區推動解決調峰問題的先行者。華能丹東電廠在進行熱電解耦改造后，機組突破了原有供熱始末期機組最小出力23萬千瓦時方能滿足供熱需求的瓶頸，曾在供熱的20天里獲得了600萬元調峰獎勵。2018年4月，甘肅深度調峰輔助服務市場啟動。截至2019年5月，深調市場促進省內新能源消納超過4億千瓦時，獎勵資金超過1億元。部分完成靈活性改造的機組的確獲得了較高程度的補償，但代價是其他機組付出的。
中電聯專職副理事長王志軒此前接受媒體采訪時指出，目前的政策是以行政手段規定所有火電企業共同承擔調峰責任，改造后的火電廠所獲得的調峰收益來自其他不具有調峰能力的電廠。換言之，調峰市場的游戲規則是一種“零和博弈”，收益并非來自系統的效益提升，而是來自行政式的“獎與罰”。
另一個為火電“創收”的市場——調頻輔助服務市場也同樣面臨相似的情況?；痣姙榱嗽谡{頻市場中“搶食”，紛紛加裝電化學儲能，提升提供輔助服務的能力。而這同樣是一個空間有限的市場，當越來越多的人擁有能力時，每人能分得的回報就變小了，這種壓力甚至還從火電企業身上傳導給了電池儲能企業。相關媒體報道，電池儲能企業與火電聯合調頻項目在2018年間就開啟了超低價競爭，兩者分成從“五五開”變成“三七開”。
一位長期從事電力市場研究的業內人士指出，當前無論是直接交易、現貨市場還是輔助服務市場，本質上是單一電能量市場，而單一電能量市場競爭設計依據的是邊際定價思路，機組固定投資成本難以通過它來完成回收。本輪市場化改革開始時，仍有許多機組投建不久，尚未收回固定成本，除此之外，還存在一定程度的過剩裝機，把這些都“壓”在電能量市場身上顯然是“不可承受之重”。
美國在上世紀90年代從管制走向市場競爭的過程中，同樣面臨如何覆蓋發電機組擱淺成本的問題。英國劍橋大學能源政策研究所副所長、劍橋大學賈吉商學院商業經濟學教授Michael Pollitt在2019年中接受記者采訪中提到，在美國市場開啟時，政府允許電廠向用戶征收擱淺成本，如果市場價格下降，用戶未必能立刻享受到全部紅利，有一部分要返還給電廠，直到電廠的擱淺成本回收完畢為止。
而美國大部分電廠都是私營公司，中國大部分則是國有企業，地方政府面對的另一邊是在經濟下行壓力中“嗷嗷待哺”的大用戶，讓他們立刻享受到實實在在的改革紅利比補償擱淺成本更為迫切。Pollitt建議，可以考慮一個折中的辦法，區分進入市場還沒來得及收回固定成本的機組和已經完成大部分固定成本回收的舊機組，給前者設置一定的補償機制。
遺憾的是，在本輪改革前半段并沒有付諸實踐。
整合VS.市場，誰來“救市”?
《中央企業煤電資源區域整合試點方案》(下稱《方案》)的發布，瞬間引發了電力行業的熱烈討論。有人視其為“救市”方案，也有人擔憂電力的未來。
按照《方案》，試點首先落在甘肅、陜西(不含國家能源集團)、新疆、青海、寧夏等5個煤電產能過剩，煤電企業連續虧損的區域。原則上根據5家央企發電集團所在省級區域煤電裝機規模、經營效益確定牽頭單位，在此基礎上，綜合考慮地區電價、過剩產能消納、煤電聯營，各企業區域戰略發展規劃等因素，確定中國華能牽頭甘肅，中國大唐牽頭陜西，中國華電牽頭新疆，國家電投牽頭青海，國家能源集團牽頭寧夏。
一位多年從事煤電行業的人士說，放任煤電虧損是萬萬不能的，大部分煤電企業是國有企業，大批煤電的倒閉將導致無法實現國有資產保值增值的基本要求，也是社會財富的損失。煤電資源按區域整合或許是集中處理債務，為發電集團及時止損最快的辦法。
更多的人第一反應是，電力市場將受到嚴峻考驗。從5號文到9號文，歷經區域市場折戟沉沙，終于探索出的省級市場模式會因為資源整合，出現單個集團煤電裝機份額過高而導致市場集中度過高，進而使市場出現近乎單一賣家的情況。
初步測算顯示，在《方案》中提到的西北5個試點省區，整合后單一集團所屬煤電裝機規模占全省發電裝機比例并沒有預想中那么“嚴峻”。而且，在目前已經開展電力現貨試點的地區，同類型電源裝機集中在同一集團旗下的情況也較為常見。
多位業內人士推測，本次試點可能先在煤電生存困難的西北、西南、東北區域展開，同時，江西、湖南、河南等中部省份煤電也可能陸續跟進。這些地區要么是新能源富集地的電力送出省區，要么是近期電力供需趨緊的地方，從經濟發展基礎、電價水平及能源品種等角度看，建設省級市場，特別是電力現貨市場的條件并不是最佳的。
一位業內人士直言，當市場主體大都處在生死邊緣時，生存還是毀滅比市場與計劃之爭更加緊迫。也有人提醒，《方案》或將對當前的市場化改革產生一定影響。
有資深業內人士感嘆道，當年“救濟”煤炭行業的方法用到了煤電領域。
轟轟烈烈的煤炭去產能之后，國家相關主管部門先后出臺一系列“穩價”措施，包括由大型集團牽頭簽訂年度長期購售協議等等，從2016年電煤價格飆升開始，歷經近兩年才重新恢復到2019年的平穩水平。
據記者了解，去產能期間形成的新的價格信號對行業帶來的影響或許比想象中要深遠。煤炭行業普遍達成共識，過去那樣拼得“你死我活”的生產是自我毀滅，短缺才是對行業最好的保護。
電力規劃設計總院黨委書記、院長，國家電力規劃研究中心副主任杜忠明近日撰文指出，根據電規總院的測算，雖然未來全國用電增速會逐漸回落，但未來用電增長仍有較大潛力，預計2035年用電量達到12.2萬億千瓦時，人均用電量達到8500千瓦時。
他指出，目前電力安全保障體系的建設仍有短板和不足，未來需要研究在電力能源轉型時，如何既能支撐新能源大規模的消納、并網，同時還能保證電力系統的安全穩定運行。預計2035年新能源裝機將達到12億千瓦左右。
資源整合的方式盡管可以壓降產能、整體減虧，新能源富集地的煤電市場空間持續承壓，負荷中心環保約束趨緊是客觀環境，如果沒有更為合適的價格機制，未來或將再無新增煤電投資。而目前看來，煤電在電力系統中的作用難以完全被替代掉。
因此，探索建設容量市場的想法在業內頗為“流行”，而市場機制的設計、容量電價的疏導等細節問題或是未來年份里亟待討論的問題。有業內人士提醒，設計容量市場不應以保證某種電源的生存作為根本目標，而是在綜合考慮經濟性和環境等約束條件下，為系統提供充裕備用資源的機制建設。
大發展時代落幕，是相信行業整合還是堅持市場機制?可以說，煤電繼2002年“廠網分開，競價上網”后再次走到了歷史的十字路口。
