影响火电企业保供能力的深层次原因及对策

中国华电2023年干部一班第二课题组

“十四五”阶段第一年即2021年以来，国际石油、煤炭、天然气供求压力陡然增大，主要能源产品价格持续攀升，欧美多国及中国、印度、巴西等金砖国家出现了不同程度的能源电力短缺现象，有的国家甚至引发重大民生问题。

2021年下半年以来，能源供需矛盾突出、价格持续攀升，能源短缺从欧洲开始向全球蔓延，进而也使我国能源保供面临严峻挑战。

当前形势下，我国能源电力行业体制性、结构性、周期性问题相互交织， 长短期、内外部、宏微观风险持续累积，火电企业承压仍得不到根本缓解。各发电集团火电产业普遍面临生产经营困难，可持续发展和保供能力堪忧。而影响电力保供能力不足的原因是多方面的。

深层次原因

（一）“十四五”之前煤炭产能压减，加之国际价格传导，成为煤电企业亏损主因首先，“十三五”煤炭去产能埋下直接诱因。在十三五期间，我国煤炭行业从整个产能规模看是过剩的，所以成为2016年去产能的重点。据相关部门数据，2016-2017年累计完成煤炭去产能5亿吨以上。在去产能效果逐步显现的情况下，国家对调控的重心也进行了相应调整。

2017年，我国煤炭行业由2016年的“去产能、限产量”逐渐调整为“保供应、稳煤价”；2018年，国家把提高供给系质量作为主攻方向，从总量性去产能转向结构性优产能。在化解煤炭过剩产能进程中，积极推动先进产能建设， 新核准建设了一批大型现代化煤矿，优质产能比重大幅提高。煤炭产能利用率达到68.2%，同比提高8.7个百分点，去产能的目的初步达到。

其次，相关政策执行过程部分存在偏激或过度现象。许多地方政府执行政策偏激，加之安全、环保压力较大，在实际生活中，以行政手段为主把煤炭产能总量的压减目标作为指令性任务“切块”下达，由各地管理部门或“拣软柿子捏”挑选去除对象，或者“排头砍去”一刀切操作，客观上造成短时间内煤炭产量急剧下降，同时先进产能释放较慢导致供需失衡。

再次，我国能源结构的特点决定对煤炭需求依旧强劲。从需求侧看，宏观经济运行稳中向好，将进一步拉动能源需求，随着国家治理大气环境、优化能源结构、控制煤炭消费总量，非化石能源对煤炭的替代作用不断增强，煤炭在一次能源中的比重将继续下降，但受我国能源资源禀赋的约束，煤炭作为我国的主体能源，需求总量依然较大，短时间内不会有大的变化。

最后，煤炭供需受时间、空间、运力等多重因素制约。我国煤炭主要产区在北方，随着煤炭去产能步伐加快，南方不符合安全生产条件的小煤矿退出较多，原煤生产逐步向资源条件好、竞争能力强的晋陕蒙地区集中，区域供应格局发生变化，对运力配置提出了新的挑战，煤炭铁路运输的压力加大。

煤炭供需矛盾和价格激涨，成为煤电企业亏损主因。上述因素共同作用、相互影响导致全国煤炭供应在“十四五”期间出现了较为普遍的短缺情况。加之国际市场能源价格暴涨的传导效应，燃料价格高企。自2021年下半年煤价暴涨以来，国家出台1439号文件后，部分区域煤机电价虽有所上浮，但仍无法疏导电煤价格上涨造成燃煤成本的增加，造成火电企业大面积亏损。

火电持续巨额亏损，导致负债率高企、现金流短缺、投融资功能减弱，生产压力不断增大，火电企业陷入经营困境。因持续亏损，拓展融资渠道和增量授信受限，资金价高接续困难的局面难以在短期内改善。

（二）新能源装机增长迅猛，明显压缩火电市场份额

随着国家将“碳达峰、碳中和”纳入生态文明建设整体布局，不断推动新能源革命和能源结构多元化进程。绿色低碳成为中国数十年内社会经济发展的主基调之一，电能替代力度持续加大，新能源发电比例不断升高，火电企业机组容量份额相对减少。

以2022年数据为例，全国发电装机容量同比增长7.8%，其中新能源装机增长18.75%，全国非化石能源发电量同比增长8.7%，而煤电发电量同比增长0.7%， 占发电量的比重为58.4%，同比降低1.7个百分点⑺，已经对火电市场形成了较大的挤压。截至2023年4月底，我国风电装机3.8亿千瓦，光伏发电装机4.4亿千瓦，风电光伏发电总装机突破8亿千瓦，达到8.2亿千瓦，占全国发电装机的30.9%。8．2亿千瓦，约为36个三峡电站的总装机容量。

（三）气电联动不到位，发电企业亏损增加

一是现行电价机制与天然气发电定位不匹配。当前天然气价格高位运行， 天然气机组主要作为调峰机组，部分作为供热机组，平均利用小时数低，单一电价无法保障天然气发电企业的运营生存，部分区域采用两部制电价，但容量电价较低，无法覆盖固定成本。

二是气电价格联动机制执行不到位。近两年受国际天然气形势影响，天然气价格一直走高，现行上网电价机制的传导作用减弱，国家发布的天然气发电上网电价政策明确执行气电价格联动，但是多数区域并未建立系统的价格联动方案，目前只有浙江、上海等少数区域气电价格联动机制落实到位。

三是电价疏导方式不畅通。天然气发电现行的电价机制主要采用的是高于燃煤基准价部分通过政府资金池予以补贴，受近几年经济发展放缓政府财政收紧，电价补贴的总额难以增加，但是各地的气电装机还在不断增加，靠政府资金来疏导电价上涨难度大，无法充分体现天然气发电的电能量价值和灵活性价值。

（四）新型电力系统构建过程中，火电运行方式发生深刻调整，安全问题凸显

在新型电力系统构建过程中，由于风光电的大规模增长，其间歇性、随机性、波动性特点对系统调节能力提出了巨大需求，火电企业运行方式发生很大变化，开始深度调峰，导致火电机组频繁启停，同时区域外来电调节范围偏窄也使得区域内火电承担了更多的调峰职能。

为此，煤电机组灵活性改造按下“快进键”，深度调峰不断创出新纪录， 最低负荷率个别的低至15%。由于推进深度调峰时间短，缺乏技术设计，经验普遍不足，只能先试先做，不仅造成机组能耗异常、经济性下降，而且致使设备部件损伤，设备寿命减少、燃料不完全燃烧增大环保风险、设备检修无法按期等问题，有的问题还可能进一步影响到区域电网安全性，可能从一定程度上动摇整个电力系统安全稳定运行的根基。

（五）火电产业外部环境进一步复杂严峻

当前，因俄乌冲突、脱钩断链等国际社会复杂因素，造成了全球煤炭、天然气价格陡然暴涨，致使企业不能通过国际采购平抑国内燃料价格。此外，在国内一些地方没有深刻理解我国能源资源禀赋特征，没有准确掌握中央坚持先立后破推动能源结构调整，在确保民生用能和国民经济正常发展的前提下，大力推进绿色能源发展。过激地推进地方碳减排工作，强令部分煤电企业限产、停产。个别地方乱作为，以保护地方企业之名，限制燃料市场流通，限制电力市场开放，导致火电产业外部环境进一步复杂严峻。

改善途径与措施

（一）通过煤电联营，推动产业协同、合作共赢煤炭是我国主要的一次能源，火电是电力供应的基础，二者共同承担着保供兜底重任。联营不仅发挥双方各自产业优势，形成煤矿与火电企业定点、定量、定煤种的稳定供应模式， 提升能源安全保障能力，还可以推动构建利益共享、风险共担的煤电合作机制， 缓解煤电矛盾。

我国早在上世纪80年代便开始煤电联营实践，目前已形成煤电一体化运行、专业化子公司、参股等多种联营模式。尤其在目前火电大面积亏损的情况下， 联营对于强化煤电机组调节能力、夯实民生保障、促进节能减排等均有积极意义。煤电博弈此消彼长，煤电联营作为一种投资经营策略，既需要双方企业有意愿、遵照市场化原则，也离不开政策的有效、适度引导；不能只关注短期利益，重点在于跨越单打独斗的局限，上下游一条心才能协作共赢。

优化改变进煤结构，在努力实现长协煤全覆盖的基础上，推动长协煤合同兑现率，保障长协煤量、价齐优。加强与地方政府相关部门的沟通对接，督促加强铁路运力保障，确保合同执行到位，多措并举控降燃煤采购成本。

（二）主动推进“三改联动”，增强火电企业对新型电力系统的适应能力

贯彻落实《中共中央国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》精神，进一步降低煤电机组能耗，提升灵活性和调节能力， 提高清洁高效水平，促进电力行业清洁低碳转型，全力推进煤电实施节能降耗改造、供热改造和灵活性改造“三改联动”，统筹能源安全与节能降碳、兼顾传统能源兜底与新能源转型发展，促使火电清洁、高效、灵活、低碳高质量发展，保障能源安全稳定供应。

结合煤电机组不同煤耗水平实际情况，考虑大型风电光伏基地项目外送和就近消纳调峰需要，以区域电网为基本单元，在相关地区安排配套煤电调峰电源改造升级，提升煤电机组调峰能力，探索出多种技术改造方式，分类提出改造实施方案