剛剛結束的2017年，煤炭價格、煤炭供應、環(huán)保升級、電力交易……曾經的“假想敵”變成現實挑戰(zhàn)，已有挑戰(zhàn)又難上加難。很多時候，發(fā)電央企身負履行社會責任的使命，必須擔當更多。
“但愿蒼生俱飽暖，不辭辛苦出山林”。煤電曾支撐了新中國的迅速發(fā)展，未來，也將厚植創(chuàng)新發(fā)展的根基，為中國“新時代”建設作出新貢獻。
煤價高企 虧損成常態(tài)
2017年4月，寧夏回族自治區(qū)7家煤電企業(yè)集體上書寧夏回族自治區(qū)經信委，懇請政府出面協(xié)調煤價。七家發(fā)電企業(yè)，兩家地方國企五家央企，竟向政府部門訴苦，經營壓力可見一斑。
2017年8月，中國神華旗下位于內蒙古的兩座煤礦停產減產，使華電能源旗下坑口電廠產生巨大燃煤缺口，冬季供暖用煤儲備吃緊。市場化的煤炭行業(yè)沒有理由大幅讓步，“履行社會責任”的發(fā)電企業(yè)左右為難，煤電矛盾激化頻頻上演，卻鮮有圓滿結局。
業(yè)內曾普遍認為，煤價在2016年下半年“瘋狂”上漲之后將逐漸降至合理區(qū)間，環(huán)渤海動力煤價格指數由2017年首期的593元/噸到年末的577元/噸，僅下降17元/噸；中電聯于2017年11月開始發(fā)布的中國沿海電煤采購價格指數——CECI沿海指數綜合價由首期的599元/噸慢慢上漲至613元/噸，從需求側反映了煤電燃料成本高昂。
“煤電聯動”不啟動，煤價高懸下不來。煤電的運行成本一半以上來自燃料，2017年，煤電行業(yè)虧損由個例演變?yōu)槠毡楝F象，華電國際半年報錄得虧損，國電投旗下中國電力火電凈利潤貢獻-36.7%。水電、風電、光伏發(fā)電在各發(fā)電集團盈利占比持續(xù)提升，火電業(yè)務在業(yè)績上逐漸成為了“包袱”。
2017年7月1日開始實施的《關于降低國家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的通知》和《關于取消工業(yè)企業(yè)結構調整專項資金的通知》，可以說為煤電行業(yè)帶來一絲慰藉。工業(yè)企業(yè)結構調整專項資金的取消，為標桿上網電價上調騰出了1-2分/千瓦時上下的調整空間。此次電價結構調整配合輸配電價核定，通過調整電網企業(yè)利潤，在降低用電價格的同時，終于想辦法讓煤電企業(yè)也緩了一口氣。盡管不足以把煤電行業(yè)從高煤價的重壓下解救出來，但電價結構調整證明，政府已經意識到煤電行業(yè)生存艱難。
節(jié)能減排 永遠在路上
2017年，煤電超低排放改造摸索嘗試各種技術路線，進入到經驗反饋的新階段。
2017年5月，《火電廠污染防治可行技術指南》作為國家環(huán)境保護標準公開發(fā)布，明確了一系列超低排放可行技術，并提出了“因煤制宜，因爐制宜，因地制宜，統(tǒng)籌協(xié)同，兼顧發(fā)展”的超低排放技術路線選擇原則。脫硫、脫硝、除塵領域一些經過實踐檢驗的優(yōu)秀改造方案獲得了“官方認可”，給面對不同改造路線時“選擇困難”的電廠提供了參考依據；超低排放改造“先行者”們走過的彎路，也將為中西部地區(qū)電廠后續(xù)改造提供借鑒。
2017年已然結束，超低排放改造對東部地區(qū)及部分中部地區(qū)燃煤電廠而言，似乎已成過去時。但《指南》中“兼顧發(fā)展”的原則，使煤電企業(yè)不得不做長遠打算：萬一排放標準又變了呢？
現有的超低排放設備，能保證三氧化硫脫除達到什么水平？是否可以通過進一步改造，提高對汞及其化合物的脫除能力？脫硫廢水有沒有必要、有沒有能力實現零排放？環(huán)保設備及煙道是否還有優(yōu)化空間，通過合理布置提高能效？對于已經“完成超低排放改造”的電廠，這些還未到來的問題，也已擺上桌面。
除了技術之外，制度設計上的疏漏也浮出水面?！白畹蛢r中標”影響著環(huán)保行業(yè)健康發(fā)展，環(huán)保設備可靠程度受到威脅；第三方環(huán)保公司難以與發(fā)電集團自有環(huán)保企業(yè)競爭，“第三方治理”推行步履艱難；環(huán)保企業(yè)與電廠業(yè)主地位不平等，法律責任與管理責任劃分上的矛盾，合同雙方要想彼此信任常需付出額外努力。
2017年6月底，新排污許可證在火電行業(yè)全面核發(fā)完畢。2017年12月，《北方地區(qū)冬季清潔取暖規(guī)劃（2017-2021年）》印發(fā)，低排放高效率的熱電聯產機組將清潔發(fā)電的余熱送進千家萬戶。經歷十余年的污染物減排探索與發(fā)展，以及排放標準的再三修改，煤電行業(yè)終于逐漸摘掉“高污染”的帽子，但清潔高效總是相對概念，技術要不斷升級，制度須持續(xù)完善，煤電環(huán)保改造依然任重道遠。
市場變幻 未來路更艱
煤電行業(yè)計劃色彩濃重，市場化改革絕非易事。
新一輪電力體制改革開展兩年有余，配套文件、省級方案、地方試點層層推進。煤電企業(yè)作為市場的生產者，比起改革帶來的種種紅利，面臨更多的是經營壓力：計劃電量占比不斷下降，市場電量比例超過30%；廣東高達2:1的電力供需比，一度帶來慘烈的價格競爭，數臺百萬千瓦機組停機備用；山西23家煤電企業(yè)被認定達成價格壟斷協(xié)議，被處罰款7288萬元。
電力交易市場建設暴露諸多待解難題，全國碳交易市場建設又被提上日程。2017年12月，電力行業(yè)作為首批行業(yè)納入全國碳排放交易體系，煤電企業(yè)除了繼續(xù)治理污染物，還要關注二氧化碳。高能效水平的電廠可以賣出富裕的排放權賺取收益，相應地，碳排放量超過額度的電廠則要考慮，是加快節(jié)能改造，減少單位電量煤耗，還是花錢購買排放權，為高能耗買單。碳交易市場倒逼企業(yè)技術突破與管理優(yōu)化，無疑又是對煤電企業(yè)綜合競爭力的一輪考驗。
無論是電力交易市場，還是碳交易市場，其原則都是要讓市場機制在資源配置中發(fā)揮作用，通過市場的手段發(fā)現價格、滿足供求。
前有煤價與環(huán)保沉重壓力，后有市場與政策步步緊逼，煤電企業(yè)不得不有所行動。發(fā)行綠色債券、推行債轉股，各大發(fā)電集團不斷擴充融資手段，降低財務成本；深挖機組潛能，積極與電網、地方政府溝通，冷熱電水聯共、調峰輔助服務等多種服務方式正在擴充煤電企業(yè)的業(yè)務領域；2017年11月20日，國電與神華重組，成立國家能源投資集團，煤炭巨頭與大型發(fā)電集團的結合，足以改寫煤電行業(yè)格局。
