5月13日，国务院总理李克强主持召开国务院常务会议，要求把“六保”作为“六稳”工作的着力点和支撑，稳住经济基本盘。“保粮食能源安全”作为“六保”任务之一，对能源行业发展提出了新要求。煤电是保障能源电力安全的主力军，但目前行业却深陷亏损泥潭，近年来全行业亏损面已长期高达50%。
在此形势下，每年仍有数千万千瓦煤电项目获批、开工、投产，大量难以获得合理收益的项目，仍在持续投资建设。特别是面对疫情冲击，多地近期再度密集上马煤电项目，煤电行业因此一改过去几年的“严控”局面，呈现“开闸”之势，经济性风险随之剧增。
煤电行业为何会长期存在“一边巨亏一边大建”的反常表现？在保能源电力安全的同时，行业又该如何“保自身高质量发展”？
“不是煤电自身盲目发展，而是可再生能源的快速发展带动了装机的不断增加”
近年来，在“防范化解煤电产能过剩风险”的背景下，我国煤电新增装机规模大幅下滑，但据中电联统计，2019年煤电新增装机仍高达近3000万千瓦。因此，行业内不时传出“应叫停煤电建设”“为顺应低碳化趋势，煤电需要尽快退出”等反对煤电的声音。那么煤电装机规模的不断增长是否合理？
“煤电增长步伐是否合理，主要取决于电力系统的需要。”一位供职于某发电央企的行业专家表示，安全可靠、稳定供应是我国电力系统保持正常运行的首要需求，“低碳化是电力系统的发展趋势，但是可再生能源‘靠天吃饭’的特性，使其无法连续稳定供电。随着风电、光伏发电等新能源的快速发展，电力系统的安全可靠性将随之下降。目前来看，只有煤电能够提供安全可靠性支撑。在此背景下，认为煤电应快速退出的言论都是无稽之谈。”
该专家指出，目前大量煤电机组已经可以做到长达数年不出现非计划停运，是为不稳定的可再生能源提供调节、备用等服务的最现实选项。“当可再生能源出现间歇性缺口时，热备用状态下的煤电能以较高的速度增加出力，这种功能在可再生能源比例较高时尤为重要。这也从侧面体现出，不是煤电自身盲目发展，而是可再生能源的快速发展带动了煤电装机的不断增加。”
“煤电建设要考虑更多的维度，电力保供是最基本的，同时也要考虑环保、生态等对煤电建设的要求。”中国社科院财经战略研究院副研究员冯永晟认为，减少化石能源消费、优化电源结构是行业发展的大方向和长期趋势，但也要综合考虑国情、发展阶段等现实因素，“煤电建设的优化是一个动态调整的过程，既不意味着煤电建设要‘急刹车’，也不能否定煤电的内在优化能力。目前来看，煤电在保障电力系统安全中的地位和价值无可替代，这是行业共识。”
“大面积亏损的核心原因，是煤电为可再生能源接入系统带来的高成本‘买了单’”
既然行业地位和价值无可替代，煤电为何连年深陷亏损？
除了供需宽松、煤价高企等因素影响外，上述电力行业专家认为，“造成煤电大面积亏损的核心原因，是煤电为可再生能源接入系统带来的高成本‘买了单’。”
该专家指出，可再生能源发电带来了“蓝天白云”，全体电力用户都是受益者。“从某种意义上说，煤电机组目前的大面积亏损，可以看成是煤电为整个电力系统提供了安全保障服务，但没有拿到相应的服务费，无偿承担了大量成本。按照‘谁受益、谁承担’的原则，煤电等可调节机组提供的安全稳定性服务，既不应由煤电无偿提供，也不应该由可再生能源承担，而应该由真正的受益者，即电力用户承担这笔费用。”
他进一步表示，考虑到可再生能源的运行特性，煤电等可调节电源的设备利用小时数未来仍将继续降低，但这并不意味着煤电的存量会快速下降。“现有煤电应该加强技术改造，以便更好地为可再生能源提供容量备用等服务。正因可再生能源发展离不开煤电等可调节机组，所以煤电必须有尊严地、健康地活着。”
但多位受访专家表示，问题的症结恰在于此：因为目前我国电力市场化改革还没有充分建立起相应的价值发现机制和费用承担机制，煤电等调节电源提供的安全保障服务难以得到合理补偿。
“‘过去’的沉没成本、‘现在’的供求状态、‘将来’的电力需求，这样的组合难题是所有电力市场面对的共同挑战，不只在中国，也不只针对煤电。”冯永晟认为，阶段性亏损在电力市场中存在一定必然性，因亏损而否定投资，容易导出偏颇的结论，“但这并不是说目前我国煤电投资与经营的矛盾是合理的，而是说历史、体制、机制和现实层面的各种因素，更放大了这一矛盾。归根到底，是目前的电力体制尚不能支撑起真正的市场化机制。”
“必须切实推动电力现货市场、辅助服务市场等电力市场建设”
市场化水平不足，不仅导致煤电得不到应得的收益，还会直接影响煤电的技术路线选择。“目前有一些地方简单地用大容量、高参数项目对原有项目进行等量替代，这个方向有偏差。”冯永晟直言，“但遗憾的是，现在的电力市场建设水平，根本无法提供引导企业主动优化技术结构的信号。”
上述电力行业专家也指出，一味“上大压小”，并非市场化的思维方式。“未来电力系统中，火电机组在非经济工况下运行是大概率事件。为了提供更多快速爬坡、容量备用服务，不能再单纯凭借容量大小来决定其实际煤耗水平、经济性等。在这种情况下，大量老旧机组的经济性并不差，完全可以延寿使用。‘一刀切’地‘上大压小’可能造成巨大投资损失，并增加用户用电成本。”
另据华北电力大学教授袁家海介绍，面对煤电需求与投资收益的矛盾，负责投资、规划与运营煤电项目的各方，其关注点已经产生了变化。“在煤电利用小时数下降、盈利空间压缩的情况下，煤电企业自身投资热情近年来已明显降温。但地方政府，特别是山西、内蒙古、新疆等地通过建设煤电项目拉动投资的意愿依然非常强烈。受新冠疫情冲击，个别省份‘松绑’煤电项目在所难免。以前一些可投可不投的项目，现在可能都会陆续上马。但此时新上马的煤电项目难以见到明显投资收益，考虑到国内外能源经济形势等因素影响，这些项目未来经营将面临巨大的不确定性。”
“从煤电企业经营角度看，谁都不喜欢当前这种‘饱3年饿3年’的模式。在没处理好‘过去的沉没成本、现在的供求状态、将来的电力需求’三者间关系的情况下，仅依靠计划手段，会让电力市场丧失主动适应经济增长和上游煤炭市场波动的能力。”冯永晟说，“所以问题不在于要不要给煤电扣个‘叫停’或‘退出’的帽子，只有通过电力体制改革，才能合理确定煤电的地位和作用，因此必须切实推动电力现货市场、辅助服务市场等电力市场建设。也只有推进电改，才能解决煤电行业‘边亏边建’的深层次矛盾。”
评论丨不能总让煤电做亏本生意
煤电是目前我国电力系统的中流砥柱，且在未来相当长一段时期内仍将稳居“绝对主力”的位置。但目前行业亏损面已达50%的现实，毫无保留地揭示出行业可持续、高质量发展正面临严峻挑战。
煤电行业大面积亏损并不是最近几年才有的事情，2008—2011年间，仅五大发电集团火电板块的亏损额累计就超过900亿元。2012—2016年，煤电经营业绩随着煤价的大幅下行而有所好转，但2017年至今，行业再次出现大面积亏损。考虑到煤电在当前电力系统中不可替代的核心地位，长时间、大范围陷入经营困境显然有违常理。
究其原因，煤电的亏损一方面源于行业自身特性。煤电作为重资产行业，资产负债率水平极高，还款付息压力巨大；在“煤电顶牛”长期存在、环保政策不断趋严、度电利润连年下降、利用小时数持续降低的大环境下，煤电企业本就面临着巨大的经营压力。
与此同时，煤电企业肩头还有额外的包袱。例如在北方供暖季，煤电机组既要尽全力辅助清洁能源消纳，又要保障居民供暖，不得不长时间低负荷运行，导致供电煤耗随之上升，同时还要警惕污染物排放超标。换言之，在实际运行中，煤电厂既履行了保障民生的义务，又为新能源消纳提供了辅助服务，但在电力辅助服务市场尚待完善的当下，电厂难以获得应有“补偿”，这成为电厂亏损的关键诱因之一。
事实上，火电厂甚至面临着“想关停却没法关停”的窘境。例如，一些服役时间不长的新电厂，性能优秀却因多种原因连年亏损，企业想要关停机组，做破产处理，但当地为保障供电安全，往往不允许其关停，煤电企业只能被迫亏本运行。这种“怪象”已在多地频频出现。
诚然，煤电行业近年来的“乱象”与煤电企业先前的无序扩张不无关系，目前投产的项目中，也有不少是多年前就已拿到路条开建的。但行业发展乏力的根本原因在于电力市场化改革滞后。当市场化的投资遇上非市场化的价格机制、当市场化的业绩考核遇上非市场化的电力系统运行体系、当市场化的迫切需求遇上电力体制改革的进展缓慢，煤电“一边亏损一边建设”的反常表现在所难免，行业的高质量发展自然无从谈起。
当务之急，首先是要消除外界对煤电的“刻板印象”，实事求是地认识煤电：尽管碳排水平相对较高，但整个电力系统目前无法离开煤电。没有煤电的支撑，新能源的发展将举步维艰；没有煤电的支撑，电力系统将失去安全稳定性保证；没有煤电的支撑，整个社会的用电成本将居高不下。
想要“马儿跑得快”，就让“马儿吃够草”。煤电企业作为市场主体，并不应该，也没有能力无条件地为新能源乃至整个电力系统无偿奉献。
“惟改革者进，惟创新者强，惟改革创新者胜。”电力体制改革是消解煤电困境的关键所在。事实上，在供给侧结构性改革的大背景下，近年来煤电也进入了“去产能”时代，控产能、淘汰落后产能已成为行业发展的主旋律。
在此背景下，煤电的定位已从基础电源向“调峰电源、兜底电源”转变。这些全新的变化必将对电力行业产生深远的系统性影响，并对现有电价形成机制等市场规则提出了新的进化要求。从规划到投资再到运行，煤电作为电力行业的“稳定器”和“压舱石”，其在电力系统中的付出与回报，理应得到更公平的市场机制保障。（中国能源报评论员）
