“十四五”、“十五五”，煤電穩，則行業穩。在能源保供、大力發展新能源、建設新型電力系統、推進“雙碳”目標、穩住經濟大盤、創建世界一流能源企業等多重目標下，如何綜合施策提升煤電企業的多維價值與存續發展能力，從根本上改變煤電企業嚴重虧損以及“生存難、改造難、發展難、保供難”的問題?根據筆者個人的觀察與思考，唯有從企業主體、市場機制、國家政策等三方面共同發力才能早日讓煤電企業走出“谷底”、迎來新的生機。

　　一、煤電企業要轉變觀念，找準定位，優存量、控增量，提高煤電靈活調節、兜底保供以及市場競爭能力

　　目前，新能源從業者經常高估自己發展的價值，而煤電從業者又往往低估能源清潔轉型的速度。隨著“雙碳”目標的落實、推進，以水、光、風、核、氣、氫能、儲能、生物質等為內容的清潔能源，將逐步成為電量供應主體。相應地，煤電將由過去的“主體電源、基礎地位、支撐作用”，轉向近中期(2020-2030)“基礎保障性和系統調節性電源并重”，再到遠期(2030-2060)“系統調節性電源”,為保障電力安全供應兜底，為全額消納清潔能源服務。因此，煤電企業要根據新的戰略定位，摒棄傳統的擴規模、鋪攤子、粗放式的發展模式，以“清潔、高效、靈活、托底”為方向，走“煤電+”及“嚴建、改造、延壽、退出”的路子。

　　1.煤電存量資產。“十四五”，煤電存量機組要通過淘汰關停、容量替代、重組整合、三改聯動、應急備用，達到“低能耗、低排放、高能效”與“彈性出力”的要求，提高靈活調節、應急保障、多能聯供、綜合能源服務等多維價值，全面參與市場競爭，努力實現扭虧增盈與能源保供。

　　——關停置換。持續淘汰關停落后煤電機組，實施“以大代小”“以新代舊”，全面推進小煤電關停整合，并允許關停機組進行交易或置換。

　　——應急備用。建立煤電拆除報告制度，對符合安全、環保、能效要求和相關標準的合規煤電機組可以“退而不拆”，轉為應急備用電源。

　　——重組整合。鼓勵煤電聯營、資產轉讓、區域整合、組建煤電一體公司、煤電與新能源打捆，并加大力度整治和規范自備電廠運行，優化資源配置，提升扭虧增盈能力。

　　——三改聯動。以30萬、60萬亞臨界、超臨界煤機為重點，分類實施靈活性改造、節能減污降碳改造、多能聯供改造，數字化、智能化、清潔化改造，研發示范推廣CCUS技術，加強多煤種、生物質的摻配摻燒，實現煤電的清潔、高效利用。

　　2.增量煤電項目。“十四五”，要嚴控煤電項目，優先擴能改造升級，按需安排能源保供的支撐性電源與促進新能源消納的調節性電源。預計國家規劃2025年煤電發展目標將調增到13億千瓦以上。因此，煤電企業要利用當前的“窗口期”，貫徹落實國家能源保供的決策部署、“多能互補”“源網荷儲一體化”發展的指導意見以及“煤電+新能源”的發展方向，努力創新發展方式。

　　——重點建設“電網保供支撐電源、調峰電源、應急備用電源”的煤電項目;

　　——建設炕口路口、輸電端口煤電廠，發展煤電一體、港電一體項目;

　　——采用世界最先進的發電技術(大容量、高參數、低污染，靈活性調節);

　　——積極探索“煤電+新能源”“煤電+儲能”“煤電+生物質(垃圾、污泥)”耦合發電，實現多能互補;

　　——建設虛擬電廠、智慧電廠，參與系統優化運行和市場化交易;

　　——發展風光水火儲一體化項目以及智能高效熱力網、多能聯供綜合能源系統。

　　二、要建立與新型電力系統相適應的煤電市場機制，以體現煤電的多維價值，實現可持續發展

　　目前，在構建新型電力系統背景下，煤電如何根據新的戰略定位，全面參與市場交易，體現煤電靈活調節、應急保障、多能聯供、綜合能源服務等多維價值?個人建議，要以“五大市場”為重點，建立煤電市場機制，包括探索建立容量市場，完善輔助服務市場，深化中長期、現貨電能量市場，形成以容量電價、調節性電價、電能量電價組成的電價體系。同時，要有效對接碳市場，合理管控煤炭市場。

　　1.建立發電容量市場，為電力長期安全提供保障。目前，容量市場、兩部制電價仍在研究探索中，缺乏固定成本回收機制。建議初期煤電存量機組建立容量補償機制。由省級價格主管部門核定補償標準，對備用的容量成本進行補償，收回相應的固定成本。如山東、廣東、云南等省。未來從新建發電容量開始，逐步建立起競爭性發電容量市場。煤電企業通過市場競爭、自主決定新建項目投資，系統運營商向容量供應商提供穩定的合同支付，以換取穩定可靠的電力供應承諾。

　　2.完善輔助服務市場，為系統提供靈活調節能力。近年來，輔助服務隨意調用、事后統計費用，只在發電側單邊補償。建議進一步擴大電力輔助服務提供主體、豐富電力輔助服務交易品種、健全市場形成價格機制、完善發電與用戶分擔共享機制。目前，國內輔助服務品種以調頻、調峰、備用等為主，建議增加轉動慣量、爬坡、穩定切機等品種，并按照“誰提供，誰獲利;誰受益、誰承擔”的原則，通過競爭方式、市場定價，建立應由發電側并網主體與市場化電力用戶雙邊分擔費用、共享收益的機制。

　　3.深化電能量市場，實現電能的實時平衡。目前，電能量市場存在以下問題：中長期及現貨交易價格長期偏低，影響燃料成本回收;高比例中長期合約難以構成有效避險措施;金融性合約無法確保必要的物理執行;中長期交易的連續開展仍待完善;帶曲線中長期合約的流動性仍待提高;金融性中長期合約系統性風險的控制難度增加。今后要堅持“三價聯動”，完善煤電價格傳導機制;完善中長期交易組織，推進電能量標準化交易;探索構建物理合約與金融合約相結合的中長期交易模式;加快研究煤電機組與可再生能源機組輔助服務中長期交易;優化中長期交易限制，加快試點電力期貨市場。

　　4.有效對接碳市場，促進煤電低碳轉型。由高碳電源向低碳電源轉變是煤電生存發展的必由之路。今后煤電必須通過節能提效、耦合燃燒、示范推廣CCUS技術等路徑減碳。去年碳市場的開啟，并隨著碳配額指標的收緊，對煤電企業節能改造、發電成本造成越來越大的影響，需通過電力市場與碳市場的對接促進煤電減少碳排放成本。

　　5.合理管控煤炭市場，實現上下游協調發展。煤、電兩大產業，上下游關系，關聯度極大，關系國計民生。煤炭是煤電企業的“生命之源”，煤價漲落直接決定煤電企業的盈虧;同樣，煤電是煤炭企業最大的用戶和市場，煤電保有量及盈虧也影響著煤炭資源的轉化能力以及煤炭產業的出路。因此，要合理管控煤炭市場，實現上下游協調發展。具體包括：保障煤炭產能合理充裕，建立政府可調度煤炭儲備;健全成本調查和價格監測制度，規范煤價指數編制發布行為;嚴禁對合理區間內的煤、電價格進行不當干預;當煤價超出合理區間，動用儲備、增加產能、依法監管，引導煤價回歸;加強煤、電中長期合同履約監管，強化期現貨市場聯動監管和反壟斷監管，及時查處價格違法違規行為。

　　三、政府部門要總結經驗，未雨綢繆，綜合施策，大力提升煤電企業存續發展能力

　　目前，政府部門如何根據煤電新的戰略定位，統籌能源保供、清潔轉型、經濟發展的關系，進一步優化完善既有的煤電政策，推出“煤電新政”，讓落后老小煤電“退得出”，清潔高效煤電“留得住”，新上先進煤電“有回報”， 從根本解決“生存難、改造難、發展難、保供難”的問題，真正讓煤電迎來新的生機?

　　1.要認真總結拉閘限電的經驗教訓，評估既往的煤電政策。2021年我國缺煤限電持續時間僅兩個月(9月初到11月初)，缺電集中在高峰或尖峰時段，且發生在平段秋季。主要由于“煤電矛盾”始終沒有得到政府有效治理，高漲的煤價下電價無法向用戶傳導，導致煤電全面虧損。當然，煤炭供應短缺、水電出力不足、新能源間歇也是直接的原因。今年，四川又發生短期的拉閘限電，主要由于高溫導致用電負荷激增，干旱導致水電出力銳減，以及本省留用水電有限，單一水電的電源結構，負荷中心缺乏電源支撐，與外省電網互聯不足。總之，前者由于體制機制問題、后者由于極端氣象條件引發的缺電，均屬于“非典型性電荒”，與八、九十年代的硬缺電不同。

　　因此，全社會必須對能源安全高度重視，對能源轉型風險保持警醒，對煤電在能源保供、新型電力系統中的定位、作用需要重新認識與評估;同時，國家有關部門需要對“十三五”實施煤炭去產能、降低用能成本、取消煤電聯動、工商業電價“只降不升”等政策進行重新評估。另外，建議將極端天氣納入電力規劃考慮;加強電網間交流互聯，實現互為備用;優化配置化石能源和可再生能源;對負荷進行合理分類，提高保供經濟性、適應性、穩定性。

　　2.要鞏固調整既有的一系列保供穩價政策與措施。2021年9月以來，國家為破解煤電矛盾，緩解煤電虧損，確保能源供應，出臺了一系列保供穩價措施，特別是國家先后推出兩個重磅文件，即去年10月的1439號文、今年2月的303號文，內容包括：(1)明確煤價合理區間。秦皇島港5500大卡下水煤基準價由535元/噸上調至675元/噸，合理區間為570-770元/噸，并首次從源頭明確了晉陜蒙三個重點產區的出礦價區間，實現“上限保電、下限保煤”。(2)明確合理區間內煤、電價格可以有效傳導。在放開全部燃煤發電量上網電價，推動工商業用戶全部進入市場的基礎上，煤電企業可通過“基準價+上下浮動不超過20%”的電價機制傳導煤價在合理區間內的變化，實現“區間對區間”。可見，兩個文件的核心精神主要是管控煤價與疏導電價并舉，促進煤電合理比價。如何不折不扣落實這兩個重磅文件?仍然面臨許多不確定因素和不同利益主體的博弈，對政府監管能力和水平也提出了新的更高要求。

　　因此，我們要尊重經濟規律，堅守煤電聯動，回歸“合理電價”，讓社會成員公平分擔能源漲價、清潔轉型、能源保供所付出的代價。最重要的是要政府部門要協調煤電雙方，千方百計落實邊界條件，實現煤、電兩個市場對接，特別要堅決落實電煤中長期合同“三個100%”。應該說，今年以來，取得了明顯的成效，但仍須進一步發力。同時，要進一步深化煤電“基準價+上下浮動”的電價形成機制和燃料成本傳導機制，包括提高煤電基準價，或放寬漲跌幅限制。個人建議，為匹配下水煤基準價由535元/噸上調至675元/噸，建議國家相應提高燃煤平均基準電價，由0.38元/千瓦時增加到0.45元/千瓦時，實現“基準對基準，區間對區間”;如果煤電基準價不變，建議放寬漲跌幅20%的限制。

　　3.根據煤電新的戰略定位，抓緊推出“煤電新政”。隨著煤電近中期轉向“基礎保障性和系統調節性電源并重”、遠期轉向“系統調節性電源”，煤電利用小時將持續下降，需要對傳統的煤電政策進行一系列調整、完善、創新。包括：(1)持續推進煤電市場化改革。建立全國統一電力市場體系，健全有效競爭的電力市場交易機制，包括容量市場、輔助服務市場、電能量市場，形成以容量電價、調節性電價、電能量電價組成的電價體系。(2)堅持“三價聯動”不動搖。要有效管控煤價、疏導煤電電價、完善價格傳導機制，實現動力煤價、上網電價、用戶電價“三價聯動”。(3)完善“三改聯動”激勵政策。“在財政、金融、價格等方面健全完善相關政策，對煤電機組改造升級工作予以支持”，并“健全市場化交易機制”，各地要有具體化、實質性政策措施。(4)建立完善能源保供及新能源消納政策。針對“退而不拆”的煤電機組，探索建立覆蓋應急備用電源的容量成本回收機制以及“新能源基地+煤電調節電源”的價格補償機制。(5)加大煤電關停、退出企業補償政策。除了電量、經濟補償外，出臺煤電企業員工就業培訓、分流安置、社會保障辦法。(6)提倡存量煤電配置新能源資源，并鼓勵煤電與煤炭、可再生能源聯營，構建多能互補產業鏈。

本文系《中國電力企業管理》稿件，作者供職于中國能源研究會。