适应电力市场化改革的煤电联营发展对策

吴楚琦

(中国华能集团有限公司能源研究院，北京市西城区，100031)

随着电力市场化改革深入推进，煤电上网电价机制由固定的“标杆电价”改为“基准电价+上下浮动”，煤电企业取得收益的不稳定性和不确定性增加。同时，随着新型电力系统构建，煤电正由主体性电源转变为基础性电源，其利用小时数有逐步下降趋势，单纯通过“售电”获取利润的难度不断加大。煤电是我国保障电力供应安全的“压舱石”，煤电企业亟需主动适应市场化进程，重构商业模式，改变以往主要靠发电量、设备利用小时数等指标来判断自身经营状况或进行投入的经营方式，需要大力控制变动成本来提高市场竞争力。推动煤电企业联合经营模式是提升煤电市场化收益水平、保障电力安全可靠供应的重要途径[1]。

1 市场化环境下煤电企业面临的经营风险

1.1 电价煤价波动导致经营风险上升

电价波动频繁导致煤电企业稳定盈利能力降低。新一轮电力体制改革推动“计划电”向“市场电”迈进，“能涨能跌”的市场化价格机制逐步建立。煤电企业面临从计划时代拿“粮票”吃“大锅饭”走向市场竞争。由于电力价格将随着供需关系频繁波动，煤电企业不再容易获得稳定的售电收益。尤其是在现货市场中，随着电力装机结构发生深刻变化，新能源发电随机性、波动性和间歇性特征促使电力系统平衡由“源随荷动”向“源荷互动”转变，发电侧和用电侧均呈现不确定性，显著影响时段性电力供需，电力价格曲线与负荷曲线具有高度一致性的特点逐渐模糊，现货价格波动加剧，煤电盈利预期不确定性大大增加。

煤炭价格大幅上升导致煤电企业经营困难。煤炭价格自2020年四季度大幅上行，国内外煤炭价格创下历史新高并持续高位运行，部分电力企业2021年标煤每吨采购价格超千元，燃料成本上涨幅度超过60%，造成煤电企业大面积亏损，全年累计亏损面达到80%左右[2]。与此同时，高煤价引发较强惜售情绪，存在有些长协煤履约率不足问题，部分电厂面临无煤可烧的困境。虽然我国煤炭自给率达到93%以上，但是作为世界第一大煤炭进口国，国际煤价仍对国内煤价有较强传导作用。当前，全球地缘政治风险上升，产业链、供应链面临重构，国内外煤价居高不下局面预计将持续较长时间。

1.2 “绿电”对传统煤电带来较大冲击

“绿电”即绿色电力，指光伏、风能等新能源发电项目所产生的电力，具有低碳、低边际成本的特点。在以系统边际电价为出清价格的市场化环境中，“绿电”入市比例的提升将会使电价频繁波动，对煤电项目盈利空间及投资回收速度带来较大冲击。新能源成本下降导致煤电失去发电边际成本优势。技术进步以及项目大型化拉低了新能源单位千瓦造价，陆上风电主机(含塔筒)价格最低降至2 000元/kW以下，海上风电主机(含塔筒)价格降至4 000元/kW左右，地面光伏电站平均单位千瓦造价也已降到4 000元/kW左右，“三北”地区部分风电度电成本已接近或低于0.1元/(kW·h)。全国平均风电、光伏发电成本有望在“十四五”期间低于燃煤机组平均度电成本，近海和深远海风电的度电成本也有望降至煤电平均度电成本水平。

煤炭清洁高效利用和“双碳”目标推动煤电绿色转型。随着新增可再生能源消费不纳入能源消费总量控制，进一步鼓励了清洁电力发展，因此“双碳”目标下“绿电”上网将成为主流[3]，并进一步挤压煤电市场占有率和成本竞争优势。煤电须朝着“严控增量、优化存量”方向发展，装机容量比例和发电量占比将继续下降。同时，煤电机组转为支撑和调节型电源的趋势愈发明显，低利用小时数成为常态，煤电企业单纯依靠“售电”难以与新能源形成有力竞争。

1.3 碳市场加速构建导致电力企业额外成本增加

2021年7月16日，我国碳市场正式启动线上交易，截至2022年10月中旬，碳排放配额累计成交量约1.96亿t，累计成交额85.8亿元人民币。从国内政策与国际经验来看，“十四五”时期碳配额发放规模将收紧，市场活跃度与碳价水平将有较大提升空间。2021年，全国装机容量6 000 kW及以上火电机组供电标准煤耗301.5 g/(kW·h)，二氧化碳排放约828 g/(kW·h)[4]，按照全国碳市场平均42.85元/t计算，发电成本将增加0.035 5元/(kW·h)。由于目前碳排放配额以免费发放为主，这部分成本尚不显著。若碳价上升至100元/t，煤电成本将上升至0.083元/(kW·h)，占度电总成本的20%左右。减碳成本将成为煤电企业难以忽视的要素。

2 煤电联营优势分析

煤电联营是指煤炭企业和电力企业以资本为纽带，通过资本融合、兼并重组、相互参股、战略合作、签订长期稳定协议、资产联营和一体化项目等方式，将煤炭、电力上下游产业有机融合的能源企业发展模式。该模式的提出旨在解决长期存在的煤、电价格衔接不畅问题，理顺煤电关系，促进煤炭、电力行业协同发展，提高能源安全保障水平。

2.1 提升煤电企业市场竞争力

在电力市场环境中，更低的边际生产成本意味着在市场环境中将具备更强的竞争力，特别是容量补偿机制或者容量市场建立后，煤电联营项目的经济价值将会得到更大体现。例如，由于煤价出现飙涨，2021年全国煤电企业电煤采购成本额外增加约6 000亿元，部分企业营业成本增长40%以上。五大发电集团旗下核心上市公司的入炉标煤采购单价普遍超过1 000元/t，但是煤炭自给率高的企业经营压力相对偏小，入炉综合标煤单价涨幅明显低于其他煤电企业，亏损情况相对较轻。

2.2 发挥存量机组兜底保障优势

随着绿色低碳步伐的加快，能源转型逐步由“增量替代”阶段进入“存量替代”阶段，煤电机组将因电量缩减而出现功能性分化。煤电联营有利于保障煤电企业的用煤安全，使得大容量、高参数、低能耗机组能够发挥“托底保障”作用，为电力系统安全保驾护航，也能够使低参数机组减轻经营压力，一定程度上助力其进行“三改联动”，发挥灵活性优势，并将为降低新型电力系统的构建成本发挥积极作用[5]。

2.3 提升发电成本管理的内部协同

自2002年以来，一直持续的“煤电顶牛”矛盾实质上是同一产业链的上、中、下游产业间的利益分配问题，煤、电市场化及公开化程度不同导致纵向交易费用过高[6]。尽管相关主管部门出台政策以平衡煤、电产业，“市场煤+市场电”的新格局正在形成，但仍有煤价超限、电价上浮比例难以达成等情况。市场的自发平衡是解决煤电矛盾的根本手段，过分依赖于政策调控不仅使得市场与改革之初依靠市场调节供需和价格的初衷背离，也使得政策效果存在一定滞后性。因此，采取联合策略、延长产业链，能够规避由于煤、电交易标的物不对等而产生的机会成本上升问题，使得煤价、电价实现内部协同。

此外，受到煤炭运输中间环节多、价格组成复杂，以及运力瓶颈制约导致的运输持续性、稳定性不足等问题，煤炭贸易的中间环节价格极易出现时段性涨价，成为导致电煤上涨的另一主要“推手”。随着后续资源集中、环境约束、劳动力成本上升，煤炭单位物流成本可能继续上升。煤电联营有利于合理配置生产要素和安排煤炭运力，减少贸易商对中间环节价格的把控、减轻运输瓶颈对用煤的影响。

3 新形势下煤电联营发展对策

3.1 加快适应市场化改革进程

(1)稳妥推进参与电力市场交易。在加快建设全国统一大市场的背景下，推动健全多层次统一电力市场体系、完善全国统一的煤炭交易市场势在必行。目前山西、甘肃、山东、广东等省的现货试点地区实现长周期不间断试运行，非试点地区正加紧开展现货市场建设方案编制工作，电力现货交易将向更大范围铺开，而电力中长期交易作为市场化交易的主要方式，也将向更高频次、更大规模方向发展。煤电联营项目应主动适应市场化程度加深趋势，发挥成本优势，紧跟市场化改革方向、研究相关政策文件、培养专业化交易人才，稳妥推进参与电力市场化交易进程。

(2)提升交易盈利水平。优化市场交易策略，由重电量向重效益转变，提升项目调峰能力、爬坡速度和设备可靠性管理水平，确保需要时“顶的上、发得出”，并积极参与辅助服务市场，获取辅助服务收益。同时，灵活制定发电计划，煤价水平较高或市场电价水平较低时，在完成保供任务的前提下，增加煤炭外销，稳定项目收益水平。

3.2 统筹布局优化新建项目规划

(1)发展煤电一体化项目与可再生能源协同优化。能源大基地建设是构建新型电力系统的重要基础，煤电联营应抓住煤电和可再生能源协同发展机遇，充分利用资源和环保约束条件，积极配合“风光水火储”与“源网荷储”“两个一体化”项目开发布局，在河西走廊、新疆等风电光伏基地及黄河上游水电基地和煤炭资源集中区域加快新建煤电项目，重点探索煤电一体化与可再生能源项目联合经营模式，充分利用煤电机组出力可靠、新能源机组边际成本低的优势，实施多能互补及深度调峰。

(2)发展外送电基地配套电源煤电联营。利用已建成特高压通道，在外送配套电源基地因地制宜合理选择建设一批煤电联营项目，重点发展煤电一体化，解决因源网建设不同步导致配套电源滞后制约通道输电能力问题[7]，在提升新能源消纳能力、保障受端地区用电安全的同时缓解“电源等电网”现象，提升特高压通道利用效率。

(3)发展电力负荷集中区域支撑电源煤电联营。以控股权、管理权等为纽带，探索发电、煤炭企业联合投资管理模式，研究在江苏、山东、安徽等省份负荷集中、电力现货价格较易上涨区域规划建设煤电联营模式下的大容量、高参数、低消耗、超低排放先进机组，增加电力系统有效容量，满足区域不断增长的用电负荷需求和电煤需求，减少因缺煤缺电造成的“有序用电”“拉闸限电”现象发生。

3.3 推进存量煤电联营项目升级

(1)加强相关产业整合。主动适应煤炭清洁高效利用要求，淘汰落后和化解过剩产能，对存量项目进行优化升级，符合条件的电力企业和煤炭企业积极寻求通过股权转让、收购并购、兼并重组、股权划拨等方式重组整合[8]，特别是距离较近的存量煤炭、电力项目进行升级改造发展煤电联营[9]，通过创新机制、提升改造、加强管理等方式盘活存量资产、提高竞争能力。

(2)加强优势资源转移。结合国家能源大基地建设等战略机遇，将煤、电企业品牌和人才、技术等无形资源及基础设施等有形资源优势，转移到能源大基地建设中来，解决相关产业淘汰落后产能后出现的人员安置难、接续替代产业发展难等问题[10]，为落后产业转型升级注入新的活力，也为新项目建设输入资源要素支撑。

3.4 相关支持政策倾斜

(1)提高资源整合力度。加快破除地方保护，通过创新机制、规范市场、完善法规、引入竞争等措施，充分调动企业和地方积极性，解决资源配置和产权配置不够合理问题，降低地方政府与煤炭企业在利益层面的粘性，使煤矿产权可以规范有序流转[11]，减少电力企业在收购与扩充煤炭资源项目中的阻力、加大发电企业在一体化项目中的股权比例，打造更为紧密的煤电合作共同体。支持联营项目优先纳入能源规划、优先开发新能源资源，支持联营煤矿优先释放产能，使联营项目享有配置各类能源的优先权和主动权。

(2)进一步完善价格机制。加快完善煤电价格形成机制，通过签署长期合作及价格锁定协议使联营企业获得较为确定的经营收益，降低企业资金链风险。加快完善容量补偿、辅助服务补偿等价格补偿机制，特别是大基地配套煤电项目的容量价值补偿，推动不同装机容量的煤电项目以多元化的商业模式应对经营环境变化，加速调整单纯通过电量交易而获取收益的方式，更多地参与到支撑和调节服务中来，并获取与其贡献相匹配的收益，更好体现其灵活性和安全保供可靠性价值。

(3)延长煤电联营产业链条。推动加强煤电联营项目的外送电网络建设、加快区域电力市场建设，促进煤电送端省(区)与受端省(区)间的交易合作，对煤电联营项目参与跨省跨区电力市场交易给予一定中标电量保障，利用煤、电、网、用产业链条的利益联结模式达到用电高效率、低成本的目的。

(4)绿色低碳财税政策倾斜。通过国有资本注资、减征缓征税款、提供专项贷款等方式缓解煤电企业资金链紧张问题[12]，保障煤电企业投入一定的资金发展煤电联营项目、开展高效清洁利用改造；鼓励满足条件的存量机组进行升级，特别对煤炭主要产区内的存量煤电机组“三改联动”给予资金方面的倾斜和支持，促进机组加快绿色低碳转型。

4 结语

电力市场化改革正在稳步推进，煤价保供稳价政策接连出台，但受制于市场波动频繁等客观因素制约，政策调整速度往往跟不上市场环境变化，最终需依靠市场来调节平衡。今后一段时期，面对深刻变化的国际形势和不稳定不平衡的疫后复苏，煤炭、电力供需等市场因素仍可能发生较大波动，“煤电顶牛”矛盾仍较为突出。实施煤电联营发展战略，同时结合电价、电煤长协等机制保障，可充分发挥煤炭、电力企业间的互补优势，有利于企业内部成本控制、促进资源充分利用，较好规避煤炭、电力价格波动以及煤炭供应链循环不畅对企业带来的经营风险等问题，有力保障能源电力供应安全。