由于電煤價格企穩(wěn)，需求增長好于預期，2019年并不是近年來煤電企業(yè)經(jīng)營情況最壞的一年，但卻是煤電系統(tǒng)性風險集中顯現(xiàn)的一年。部分地區(qū)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(jīng)營，在近年來國資需持續(xù)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(xù)推進電廠破產(chǎn)清算，“排隊甩賣”煤電資產(chǎn)。
大多瀕臨破產(chǎn)的煤電廠都位于“胡煥雍線”以西地區(qū)，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(yōu)勢不再，這些地區(qū)的煤電可謂“同病相憐”。
臨近年底，整個行業(yè)等來了一份驚喜。國務院國資委發(fā)布《中央企業(yè)煤電資源區(qū)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(yè)重點區(qū)域煤電資源整合試點工作，力爭到2021年末，試點區(qū)域產(chǎn)能結構明顯優(yōu)化，煤電協(xié)同持續(xù)增強，運營效率穩(wěn)步提高，煤電產(chǎn)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(chǎn)負債率明顯下降。
業(yè)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(jīng)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(xiàn)供需趨緊的背景下，進一步壓降產(chǎn)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(yè)難以抑制投資沖動，早期煤電對當?shù)亟?jīng)濟發(fā)展帶來的貢獻很顯著。”一位長期研究煤電的業(yè)內人士指出。據(jù)了解，即便是在經(jīng)濟較為發(fā)達的東部地區(qū)，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(wǎng)分開，競價上網(wǎng)”改革對煤電的大發(fā)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(fā)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(tǒng)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(guī)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(yè)規(guī)?；l(fā)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(xù)煤-電矛盾、資產(chǎn)負債率高企、巨額虧損等問題。
后來，隨著環(huán)保的約束條件日益拉緊，發(fā)展大規(guī)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(huán)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(yè)內人士曾直言，政府缺乏嚴謹科學的電力規(guī)劃，依靠投資拉動經(jīng)濟，以及發(fā)電企業(yè)集體非理性圈地競爭是造成部分地區(qū)多年裝機持續(xù)過剩的主要原因。
2012年、2013年，隨著經(jīng)濟增速開始放緩，電力富余的苗頭在西北和東北首先顯現(xiàn)。在西部的重慶，時任某領導在市政協(xié)的一次演講中說，中國現(xiàn)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(chǎn)能都攤在電費里。西北、西南、東部地區(qū)紛紛發(fā)出降電價的強烈訴求。
這種訴求很快體現(xiàn)在本輪電改當中。根據(jù)國家能源局發(fā)布的歷年全國電力價格情況監(jiān)管報告，2018年電網(wǎng)企業(yè)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(jiān)審，另一方面就是煤電企業(yè)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(yè)調整發(fā)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(chǎn)業(yè)——煤炭又產(chǎn)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(chǎn)能，部分傳統(tǒng)煤炭大省從煤炭凈輸出地變成了凈進口地。落后的產(chǎn)能得到“出清”，但先進產(chǎn)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(fā)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(xiàn)——部分電廠要對電煤“圍追堵截”才能有煤發(fā)電。高位企穩(wěn)的電煤價格對于處在改革當中的煤電企業(yè)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(qū)的市場交易電價相對當年煤電標桿上網(wǎng)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(yè)大用戶。
但在部分情況下，由于規(guī)則設計、政府直接干預等多重原因，發(fā)電企業(yè)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(lián)編寫的《中國電力工業(yè)現(xiàn)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(shù)電量等非市場化方式干預交易，要求當?shù)赜秒姶罂蛻舯仨毢彤數(shù)匕l(fā)電企業(yè)開展市場交易等等。
部分地區(qū)直接交易的執(zhí)行在2018、2019年遇到了瓶頸。據(jù)悉，某地方相關主管部門為了讓月度交易能夠繼續(xù)，甚至用年度合同的執(zhí)行作為籌碼，督促發(fā)電企業(yè)參與。還有部分地區(qū)規(guī)則設計不甚合理，超發(fā)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(fā)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(lián)合調頻等，而兩者截至目前也還是一種“零和游戲”。
eo曾報道過，東北是“三北”地區(qū)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(lián)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(guī)定所有火電企業(yè)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(guī)則是一種“零和博弈”，收益并非來自系統(tǒng)的效益提升，而是來自行政式的“獎與罰”。
另一個為火電“創(chuàng)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(yè)身上傳導給了電池儲能企業(yè)。相關媒體報道，電池儲能企業(yè)與火電聯(lián)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(yè)內人士指出，當前無論是直接交易、現(xiàn)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(jù)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(fā)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(yè)經(jīng)濟學教授Michael Pollitt在2019年中接受eo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(yè)，地方政府面對的另一邊是在經(jīng)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(qū)分進入市場還沒來得及收回固定成本的機組和已經(jīng)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(yè)煤電資源區(qū)域整合試點方案》(下稱《方案》)的發(fā)布，瞬間引發(fā)了電力行業(yè)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(chǎn)能過剩，煤電企業(yè)連續(xù)虧損的區(qū)域。原則上根據(jù)5家央企發(fā)電集團所在省級區(qū)域煤電裝機規(guī)模、經(jīng)營效益確定牽頭單位，在此基礎上，綜合考慮地區(qū)電價、過剩產(chǎn)能消納、煤電聯(lián)營，各企業(yè)區(qū)域戰(zhàn)略發(fā)展規(guī)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(yè)的人士說，放任煤電虧損是萬萬不能的，大部分煤電企業(yè)是國有企業(yè)，大批煤電的倒閉將導致無法實現(xiàn)國有資產(chǎn)保值增值的基本要求，也是社會財富的損失。煤電資源按區(qū)域整合或許是集中處理債務，為發(fā)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(jīng)區(qū)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(xiàn)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(xiàn)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(qū)，整合后單一集團所屬煤電裝機規(guī)模占全省發(fā)電裝機比例并沒有預想中那么“嚴峻”。而且，在目前已經(jīng)開展電力現(xiàn)貨試點的地區(qū)，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(yè)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(qū)域展開，同時，江西、湖南、河南等中部省份煤電也可能陸續(xù)跟進。這些地區(qū)要么是新能源富集地的電力送出省區(qū)，要么是近期電力供需趨緊的地方，從經(jīng)濟發(fā)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(xiàn)貨市場的條件并不是最佳的。
一位業(yè)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(chǎn)生一定影響。
有資深業(yè)內人士感嘆道，當年“救濟”煤炭行業(yè)的方法用到了煤電領域。
轟轟烈烈的煤炭去產(chǎn)能之后，國家相關主管部門先后出臺一系列“穩(wěn)價”措施，包括由大型集團牽頭簽訂年度長期購售協(xié)議等等，從2016年電煤價格飆升開始，歷經(jīng)近兩年才重新恢復到2019年的平穩(wěn)水平。
據(jù)eo了解，去產(chǎn)能期間形成的新的價格信號對行業(yè)帶來的影響或許比想象中要深遠。煤炭行業(yè)普遍達成共識，過去那樣拼得“你死我活”的生產(chǎn)是自我毀滅，短缺才是對行業(yè)最好的保護。
電力規(guī)劃設計總院黨委書記、院長，國家電力規(guī)劃研究中心副主任杜忠明近日撰文指出，根據(jù)電規(guī)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(guī)模的消納、并網(wǎng)，同時還能保證電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)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(chǎn)能、整體減虧，新能源富集地的煤電市場空間持續(xù)承壓，負荷中心環(huán)保約束趨緊是客觀環(huán)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(tǒng)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(yè)內頗為“流行”，而市場機制的設計、容量電價的疏導等細節(jié)問題或是未來年份里亟待討論的問題。有業(yè)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(jīng)濟性和環(huán)境等約束條件下，為系統(tǒng)提供充裕備用資源的機制建設。
大發(fā)展時代落幕，是相信行業(yè)整合還是堅持市場機制?可以說，煤電繼2002年“廠網(wǎng)分開，競價上網(wǎng)”后再次走到了歷史的十字路口。
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