火电“熄火”新能源发电取代煤电的时代已拉开帷幕？

　　据媒体报道，6月27日，大唐电力发布公告：甘肃大唐国际连城发电有限责任公司由于严重资不抵债，申请破产。

　　连城发电破产犹如一枚石子在看似平静的发电业界激起层层涟漪。乐观者认为此事不过是在特殊区域、特殊时段发生的特别个案，不必大惊小怪；悲观者将其看成是被推倒的第一张多米诺骨牌，势必引起连锁反应，从而成为煤电行业由盛而衰，甚至是由生而亡的标志，悲伤情绪弥漫坊间。

　　乐观也好，悲观也罢，都是主观情绪的表达和宣泄。而客观事实是，火电行业，尤其是煤电行业正在进入又一个更加严酷的冬天。

　　众所周知，上一个“煤电冬天”是被媒体称为“煤电价格之争”的十年，煤电双方各自为阵，互不相让，你来我往，无休无止。且不论谁胜谁负，反正电煤价格“一路豪歌”。尽管其时煤电业界也叫苦不迭，唉声一片，但是，面对很骨感的现实，理想仍然很丰满。换言之，精神长存，信念不灭。

　　今年是新中国成立70周年。建国以来，火电不仅为我国建立工业体系担负“马前卒”重任，而且，也为改革开放，促进经济发展立下汗马功劳，其历史地位不容忽视。

　　近年来，随着能源转型升级战略逐步深入和“蓝天保卫战”全面打响，人们对美好生活的向往，已转化为向不平衡、不充分发展开战的实际行动。仿佛一夜之间，煤电悄然被置于能源领域的聚光灯下，的矛头直指煤电项目，似乎煤电就是污染的代名词，能源转型的“拦路虎”。

　　煤电企业百口难辩，百般无奈，通俗点说，叫作“哑巴吃黄连，有苦说不出”。其实，面对越收越窄的生存发展环境，煤电行业早已走上了一条艰苦卓绝的“自我救赎”之路。然而，事物在发展过程中往往会产生悖论，煤电“自救”即是如此。

　　为了应对严苛的环保标准约束，煤电企业不得不对机组进行环保改造，由此也带来了运营成本增加、设备耗损变大、煤耗水涨船高等一系列问题。超低排放改造如此，低碳排放改造亦然。

　　为了守住有限的生存空间，很多煤电机组积极进行了灵活性改造，以求在辅助服务市场之中占据一席之地。但是，理论认为，火电机组只有在额定的工况之下，才能充分发挥机组的安全、稳定、经济、环保性能，而频繁调整机组工况，显然会影响到这些性能发挥。

　　一次次向死而生的抗争，却演变成了向生而死的奔命。在电煤价格仍处于高位的情况下，煤电企业每一次“自我救赎”，都像饮鸩止渴，往往事与愿违。

　　立足当下，对于煤电生存发展所持态度，乐极注定生悲，毕竟清洁能源才是未来发展的方向，火电春风得意、一马当先的时代已经一去不返。只有正视现实，才能找准方位，从容应对发展中的困难和问题。否则就会手忙脚乱，病急乱投医，丧失转型良机。

　　换个角度看，煤电产业“否极”也许“泰来”。首先，我国的资源禀赋决定了煤电主导地位短时间不会改变，在电力结构中完全弃煤是不现实的。

　　其次，清洁能源与煤电关系不是零和博弈，新能源欲健康、高效、可持续发展，离不开煤电的有力支撑。随着火电节能减排技术的不断进步，谁敢断言煤电就不是清洁能源？

　　现在问题恰恰是如何稳定煤电生产运营，逐步淘汰落后的煤电产能，让出空间让新能源有序发展，而不是新能源产业一哄而上，逼迫煤电产业靠边站队。

　　能源转型升级是大势所趋，也是一场长期而复杂的，不可能一蹴而就。在这个过程中，只有处理好传统能源与新能源的关系，把握好“退出”和“进入”的节奏，才能保证能源安全稳定，才能推动电力行业健康有序发展。否则，就可能自乱阵脚，造成更大的损失。

　　3月19日，国资委转发了国家发改委、国家能源局的《关于深入推进供给侧结构性改革进一步淘汰煤电落后产能促进煤电行业优化升级的意见》，提出了六类需要淘汰关停的煤电项目。

　　按照等容量替代原则，无法全额落实关停容量指标的项目，缺额部分可利用当了平价风电光伏容量替代。

　　在保障性收购和补贴政策的加持下，新能源企业面对的是一道“量还是价”的选择题，而火电面临的则是生存还是毁灭的拷问。

　　第一：电力产能过剩，火电机组利用小时数持续走低。数据表明，今年的火电机组利用小时数将低于4400小时，再创新低。毋庸讳言，中国已经结束了“缺电时代”，而更为严重的是，今后电力的“过剩程度”还会持续加剧：有统计数据表明，目前已核准和已发路条火电项目的发电能力已超过“十三五”新增电力需求，这意味着火电很可能持续大规模过剩。僧多粥少，有人吃不饱甚至饿死都属正常，观茶君觉得没有什么大惊小怪的。

　　第二：电改启动，“优先发电”新政即将实施。“有序放开发用电计划”是新电改的重要工作之一。11月底刚刚发布的配套文件《关于有序放开发用电计划的实施意见》明确规定：建立优先发电制度，保障清洁能源发电、调节性电源发电优先上网，而火电则没有获得优先权（即使是超低排放的燃煤机组也只获得二类优先保障）！观茶君恍惚看到了这样一副景象：本来就僧多粥少，火电还要眼巴巴地看着别人先吃…

　　第三：三部委推出超低排放电价支持政策。曾经国家发展改革委、环境保护部、国家能源局发布《关于实行燃煤电厂超低排放电价支持政策有关问题的通知》，明确对符合超低排放标准的燃煤发电企业给予适当的上网电价支持。其中，对2016年1月1日以前已经并网运行的现役机组，每千瓦时加1分钱（含税）；对2016年1月1日之后并网运行的新建机组，每千瓦时加0.5分钱（含税）。电价支持，这可是真金白银啊！超低排放的火电获得电价支持，不达标的火电想活命？难！难！！难！！！

　　第四：国务院出新政，对持续亏损三年的企业予以“出清”。12月9日，国务院常务会议确定，对不符合国家能耗、环保、质量、安全等标准和长期亏损的产能过剩行业企业实行关停并转或剥离重组，对持续亏损三年以上且不符合结构调整方向的企业采取资产重组、产权转让、关闭破产等方式予以“出清”，清理处置“僵尸企业”。

　　2017年开始，为促进新能源消纳，公用火电机组全年按最小开机方式运行。全省优先发电能力远大于省内用电空间，造成纯凝机组除优先发电外其他省内发电空间为零。

　　“新能源企业至少有补贴，即便延缓，也还是应收账款，火电企业就更没有什么可以期待的了。”一位发电从业者说。

　　据相关数据统计，2018年省内统调19家火电企业中整体累计亏损176亿元，当年亏损25亿元，其中4家煤电企业资产负债率高于200%，8家煤电企业累计亏损超过10亿元。

　　兰州西固热电公司负债率高达269%，被列入国资委挂牌督导“僵尸企业”名单；大唐甘谷电厂、大唐连城发电公司分别于2016年4月份、2017年4月份全面停产；国电靖远电厂和国投靖远公司已向政府提出申请将所属的四台机组中的两台进行封存。

　　按照2015年11月4日，国务院常务会议对“僵尸企业”的具体标准，要对亏损三年以上且不符合结构调整整体方向的企业采取资产重组、产权转让、关闭破产等方式予以“出清”，但兰州石化是西固热电公司的重要用户，电厂的经营问题已经开始影响石化工业的供热供气安全保障。

　　最近停产的连城电厂由大唐国际发电股份有限公司持股55%，甘肃电投和国电电力分别持股25%、20%，位于甘肃省永登县河桥镇，总装机容量66万千万，装机两台33万千瓦机组，分别于2004年12月、2005年2月投产发电，设计年发电量30亿千瓦时。

　　连城发电厂原本是甘肃省七五时期建设的主力火力发电厂，装机两台10万千瓦机组，1982年投产发电，后因实施“上大压小”和节能减排政策，两台10万千万机组实行了关停，改建为两台装机容量30万以上的机组。

　　知情人士介绍，连城电厂地处甘肃省工业负荷最为集中的地区之一，大型的电解铝厂都聚集在此。而大用户之一中铝连城分公司自2015年底开始全面实施弹性生产，全部电解槽退出运行。时任中铝连城分公司副总裁蒋英刚在当年的干部大会上指出，连城的条件最差，产能最大，亏损最大，在没有找到解决困境的路径前，实施弹性生产是为了减少亏损，特别是现金流亏损，止住出血点。

　　这对于连城电厂来说则是负荷损失。雪上加霜的是，煤价从2013年到现在已经翻了一倍。一位发电从业人士透露，这两年竞争所得直购电电量远不及规划电量，且持续向用户让利，无法覆盖成本。高煤价、低电价、低利用率已经成为压垮火电的三座大山。

　　针对煤电行业的退出，国家发改委、国家能源局在2016年前后发布过淘汰落后产能工作的相关规定。发改能源【2016】855号文里明确了淘汰标准，包括单机5万千瓦及以下的纯凝煤电机组；或大电网覆盖范围内，单机10万千瓦及以下的纯凝煤电机组；或大电网覆盖范围内，单机20万千瓦及以下设计寿命期满的纯凝煤电机组。

　　文件指出，不参与等量替代新建煤电项目的机组，关停后可在一定期限内享受发电权，通过发电权转让交易获得一定经济补偿，具体办法由各省（区、市）自行制定，报国家发改委、国家能源局备案。

　　“连城不是落后产能，而是市场淘汰的，不符合上述标准，现在退出路径不清晰。”上述人士说。由于资产没有申请报废，设备容量也还计算在册，每年依旧要计提折旧费用。据了解，大唐已关停的连城、甘谷两个电厂，银行负债近50亿元，即使关停了，公司也还在继续承受亏损。

　　据悉，截止2018年12月31日，甘肃大唐国际连城发电有限责任公司资产总额约6.55亿元，负债总额约17.42亿元，资产负债率约265.81%，净利润约-2.30亿元。截至2019年5月31日，甘肃大唐国际连城发电有限责任公司资产总额约5.94亿元，负债总额约17.73亿元，资产负债率约298.5%，2019年累计净利润约-0.92亿元。截至目前，公司向甘肃大唐国际连城发电有限责任公司提供委托余额5.36亿元，担保借款8.81亿元。

　　部分地区的火电因为连年巨亏、资不抵债，绝大部分电厂长期靠母公司“输血”维持经营。有国有企业人士表示，出于近年来持续降低负债率的压力，已无力注资施救，电厂资金链断裂，职工分流，但资产处置仍是难题。

　　一位业内人士说，公用煤电企业生存已经面临较大的系统性风险，需要引起高度警惕并予以防范和化解。

　　类似的境遇并非只在甘肃一省，风、光、水资源丰富省区的火电都在不同程度上承受着全行业亏损。以四川为例，2016年起，在水电优先的环境下，四川火电深陷困境，至少一半电厂的负债率达到100%，其中部分企业超过150%；云南一位发电集团相关负责人也曾在区域联席会议上提问：未来到底还需不需要火电？需要多少火电？怎么活下去？

　　国家发改委相关主管部门在四川调研时曾提出开展燃煤发电“两部制”电价试点，建议提出容量需求，通过拍卖等方式发现价格，将其与电能量交易、发电合同转让交易等结合起来。不过也有业内人士提出，在严重供大于求的状况下，一些机组即便作为容量也无“用武之地”，报价会处在较低水平。

　　甘肃一位火电从业人士认为，拿到“准生证”的不止是新能源，火电投资也都是符合当初规划建设的。在能源转型的要求下，计划模式向市场机制转轨的过程中，应当考虑进行容量置换，给这些亏损严重、无法继续经营的火电厂配给一些新能源容量。而这会“挤占”省内新能源项目规划指标，想要落地并非易事。

　　华北电力大学经济与管理学院教授袁家海近日在接受媒体采访时提出，资源禀赋决定了我国无法完全摆脱煤电。未来应当构建不同时间维度、包括能量、容量、辅助服务等不同交易对象的完整市场结构，健全完善差异化补偿机制，充分发挥各类存量煤电机组系统价值。

　　国务院总理在2017年重点工作任务中文指出：今年要再压减钢铁产能5000万吨左右，退出煤炭产能1.5亿吨以上。同时，要淘汰、停建、缓建煤电产能5000万千瓦以上，以防范化解煤电产能过剩风险，提高煤电行业效率，为清洁能源发展腾空间。

　　2017年将全面实施散煤综合治理，推进北方地区冬季清洁取暖，完成以电代煤、以气代煤300万户以上，全部淘汰地级以上城市建成区燃煤小锅炉。加大燃煤电厂超低排放和节能改造力度，东中部地区要分别于今明两年完成，西部地区于2020年完成。

　　抓紧解决机制和技术问题，优先保障可再生能源发电上网，有效缓解弃水、弃风、弃光状况。加快秸秆资源化利用。

　　今年，我国还将制定实施生态文明建设目标评价考核办法，建设国家生态文明试验区。强化大气污染治理，二氧化硫、氮氧化物排放量分别下降5.6%和4%，74个重点城市细颗粒物（PM2.5）年均浓度下降9.1%。优化能源结构，清洁能源消费比重提高1.7个百分点，煤炭消费比重下降2个百分点。

　　据国家新能源最新数字：截至2016年底，我国光伏发电新增装机容量3454万千瓦，累计装机容量7742万千瓦，新增和累计装机容量均为全球第一。其中，光伏电站累计装机容量6710万千瓦，分布式累计装机容量1032万千瓦。全年发电量662亿千瓦时，占我国全年总发电量的1%。

　　据国网研究人士投资，2016年，我国弃风和弃光电量分别达到497亿千瓦时和74亿千瓦时，较上年分别增加了46.6%和85%。预计2017形式更加严峻，根据预测显示，在现有的政策机制和消纳模式下，预计2017年弃风弃光电量将分别570亿千瓦时和142亿千瓦时。

　　现在雾霾的严重性，新能源发电将逐步取代煤电，新能源发展将受到国家的长期重视，光伏治霾，新能源才是未来能源的出入！

　　当年7月，国家发改委、国家能源局召开电改吹风会时透露，将选择部分区域和省开展电力现货市场建设试点，研究建立以中长期交易规避风险、以现货交易发现价格的电力市场体系。

　　国际电力市场已历经数十年的发展，电力现货功能明确，即提供电力运行的价格信号。而对于甘肃来说，现货市场或许要承载更多诉求。

　　相关专家认为，国内尚无建设现货市场的成功经验可以借鉴，并且触及诸多利益调整，推动困难可以预见。

　　2017年8月，国家发展改革委、国家能源局发布《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，甘肃成为首批8个现货试点之一，开始探索构建中长期交易与现货交易相结合的电力市场体系。

　　方案提出因地制宜、平稳起步、循序渐进、逐步完善的思路，第一阶段是实现现货市场的平稳起步，第二阶段是开展由用户侧参与的发用电双边市场，建成较为完备的现货市场体系。

　　第一阶段市场建设要解决的核心问题是为新能源替代火电发电建立具有时间、空间特性的市场机制，明确火电为促进新能源消纳做出了多少贡献，价值是多少，新能源又多发了多少电。这更近似于一个实时的新能源和火电发电合同转让市场。而第二阶段则希望用户动起来，进一步促进新能源的消纳。

　　供给严重过剩，国有企业又无法处置过剩资产，且用户降价诉求极为明确的情况下，一位资深业内人士指出，单边市场似乎是目前阶段唯一的选择。参与规则设计的人士指出，新能源的间歇性使得中长期市场中发电侧与用户侧难以约定曲线。

　　但有专家建议，在设计市场时必须考虑到优化资源配置的目标，比如在低谷时段提供优化电源、负荷的价格信号，同时应给新能源发电企业和用户以标准曲线选择。

　　“做双边市场对电网计量采集系统是有硬件要求的，需要在目前基础上进行较大的改造。”上述人士说：“这将成为市场从单边到双边的重点之一。”

　　2018年12月27日上午，国家电网有限公司召开甘肃、山西电力现货市场试运行暨2019年省间年度交易开市仪式。国家发改委副主任连维良出席开市仪式并指出，现货市场是一个完善的电力市场不可或缺的组成部分，推动现货市场建设、启动现货市场试运行，对进一步深化电力体制改革意义重大。

　　“现货市场的诉求本来只有一个，就是发现价格。”一位资深业内人士评价：“但目前许多试点省份都是多目标设计，目标多了就等于没目标，容易失去最初的功能。”

　　据了解，近期一份关于电力现货市场建设的报告指出，部分试点省份的目前方案，受模拟试运行时间限制，总体上是在维持计划调度机制不变的情况下，增加了市场化调整偏差的内容。模拟试运行后，具有较大可能性做大幅修改。

　　据记者了解，除电费外，多数青海的火电企业通过政策层面的考核和补偿机制也可获得部分收益。但对于连年亏损的火电企业而言，这部分收入实为杯水车薪。

　　早在2015年，西北能源监管局就根据西北电网实际运行情况制定了“两个细则”，即《西北区域发电厂并网运行管理实施细则》及《西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》，并于去年年底进行了重新修订。通过“两个细则”，可对并网发电企业进行考核和补偿，得分折算为电费按月统计，月结月清。

　　“补偿的金额抵消掉考核过程中的罚款，去年我们在‘两个细则’部分的最终净收入是2000多万元。”赵发林指出，即便是计入上述2000余万元，大通电厂去年的净亏损金额也超过了2亿元，“所以，这一补偿的力度是远远不够的。我们最近也在问相关政府部门，青海到底要不要火电？如果不要，集团很可能会把它关掉。年年亏，集团年年要填这个钱。”

　　“两个细则”之外，上述热电企业负责人杨某也指出，今年6月，青海省已经启动电力辅助服务市场化交易试运行，旨在实现新能源消纳的同时，给予火电企业一定的合理补偿。“初衷非常好，但实际上，未来青海火电机组夏季无法开机运行的现象很可能常态化。从今年6月试运行以来，实际上全省只有一台在运机组符合条件，但这台机组要保证北部电网的安全，负荷率必须达到65%，根本无法调峰。而在冬季，火电厂能够参与深度调峰的时间也仅有中午光照条件最好的一小时左右，即便有心去做，空间也十分有限。”

　　对此，有行业专家指出，国有火电企业之所以连年亏损、经营状况不佳，其中的关键原因之一就是备用容量部分的合理收入并没有真正落实到企业。换言之，火电机组在停机状态下应该获得足够的补偿，“而这部分费用应当由享用了清洁能源的用户承担”。“针对可再生能源的平价上网，我们其实有一个误区，认为成本降到火电成本、不需要补贴就是平价，但实际上只有当新能源上网关口能够主动响应用户的负荷波动，才算是真正的平价。但目前这部分响应负荷波动的成本几乎全由国有火电企业无偿承担了。备用容量才应该是最为昂贵的辅助服务。”

　　“到底给火电多少补偿才算够？其标准是让企业不亏本，还是多少赚一点？这个度应该如何把握？”闫晓卿指出，目前，即便是作为国家级清洁能源示范省，青海依旧需要一定的火电机组保障电力系统的安全。“与其说是‘补偿’，不如说是怎样让火电的‘价值’更充分地体现出来。但‘安全保障’作用恰恰又是最难衡量的，并不像辅助服务一样可以有明确的执行规则和指标。所以，如何从体制机制上确认并制定科学的标准去体现火电的价值，这才是下一步最需要解决的难题。”

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