近年，國家多次提出煤電“產能過剩”，“煤電去產能”持續成為年度煤電政策調控的主旋律。但隨著煤電清潔化程度的提升、電力調峰功能的不斷加強，如何正確認識煤電在電力系統中的定位，如何通過煤電的清潔利用實現電源結構優化調整，如何通過市場化手段給予煤電企業合理利潤、實現電力上下游產業鏈聯動，將成為2019年煤電理性發展所面臨的主要問題。

　　2018年全年，全社會用電量增速居近7年*高值，前11個月同比增長8.5%，增速比上一年同期提高2個百分點。從煤電企業的效益看，在動力煤依然位于500~570元/噸“綠色區間”之上的情況下，發電企業的邊際效益同比略有所好轉，但虧損面依然高居53%以上。

　　由于煤電發電量比重持續騰退，為新能源釋放了充足的市場空間。2018年全年發電增量部分，新能源貢獻率超過22%，終端用電增量中超過30%的貢獻來自工業冶煉、交通運輸、居民取暖等領域電力對煤炭的替代。此外，煤電的節能減排也取得良好業績，煤電超低排放和節能改造大力實施、供電煤耗持續下降，并*部署了碳減排、主動應對碳交易等措施。

　　煤電裝機、發電量分別占我國發電裝機、發電量總量的55%和65%，長期以來在電力系統中一直承擔著電力安全穩定供應、集中供熱等重要的基礎性作用，未來還將兼有主體電源供應和保障新能源發電的應急調峰和靈活性電源作用。總體來說，煤電清潔化發電與煤電保障新能源發電決定了煤電是我國能源中長期清潔發展基礎的歷史使命。

　　在完成清潔化、靈活性改造的基礎上，重點發揮煤電的主體能源支撐和電力調峰兩大功能，這是我們談論煤電“去產能”問題的前提。

　　調結構是重點

　　從總量調控的目標來看，2016年頒布的《電力發展“十三五”規劃》提出，到2020年，全國煤電裝機容量力爭控制在11億千瓦以內，“十四五”結束時力爭控制在12.4億千瓦左右。2017年底，我國煤電裝機總量為9.8億千瓦，這意味著從2018年到2020年，每年仍有3000萬千瓦左右的增長空間。因此，重點在于處理好增量與存量之間的關系，用存量減少提供更多增量以實現煤電功能調整，在增量功能定位確定的基礎上，通過地區軸和時間軸兩個維度實施存量減少調整，將是未來幾年煤電發展的重點。

　　增量功能確定，是煤電結構調整的重點。煤電要嚴控增量，有限的增量空間要實施東西資源優化配置戰略、向特高壓輸電的配套電源集中。2018年，我國特高壓建設再次提速，在國家能源局提出要加速推進的9項重點輸變電工程中，包括了12條特高壓線路，其中涉及多家千萬千瓦級煤電基地作為配套電源。特高壓雖然是為了解決清潔電力的長距離、大規模輸送而生，但在配套電源尚不完備的地區，一段時間內仍然需要煤電的支持。

　　存量減少主要是在東部地區上調整。我國電源布局*初是按照就地平衡的原則發展起來的，電源靠近負荷中心。浙江、江蘇、山東、廣東等發達省市，沒有其他能源資源，就*發展成為煤電大省。隨著經濟結構的調整，一些高耗能產業正在從東部地區逐步退出，同時在環境容量壓力下，這些東部省份正在加快煤炭及煤電去產能的步伐。但是這一過程也應該因勢利導，尤其在經濟下行壓力加大、產業轉型尚未完成的情況下，強制性的煤電去產能，會對經濟帶來不利影響。

　　以近兩年長江三角洲“減煤控煤”為例，減煤的正確路徑應該是控制工業以及居民的散燒煤，通過電能替代轉化為電能消費。但由于壓減散煤的難度較大，有些省份的減煤任務便轉移到了煤電身上。由于跨區輸電通道容量限制，煤電壓減部分在高峰時期有可能無法由西部地區替代。在用電形勢較好的時候，去煤電意味著發電企業喪失了可發電量，對工商業用電會形成制約甚至缺電狀況，這對社會經濟、對企業都會造成不利影響。因此，東部地區去煤電要循序漸進。

　　從時間上看，要有序消化在建、在運煤電機組。由于前兩年下放投資審批權，各省地方政府要求投資新建一批煤電機組作為投資拉動經濟的措施，導致在建規模快速提高，超過2.5億千瓦，由此預期煤電會出現階段性嚴重過剩，控制煤電成為電力行業一項重要任務。在建機組投產納入*嚴格的監管，導致大量在建項目在曬太陽，這部分項目投資財務如何處理，正在考驗各級政府和企業的智慧。

　　2018年，國家出臺了部分機組可以申報成為應急調峰機組的措施，這是緩解煤電相對過剩的有效措施之一。但是這部分機組容量不進入發電裝機容量總規模統計的“名冊”，導致部分機組有電量卻無法納入有“名冊”的利用小時統計，顯然這種權益之計不可取，會造成歷史數據失真。應急調峰機組容量納入發電裝機總容量，可能導致煤電規模增加，甚至超過規劃限值，這是調整了煤電在電力系統定位后所出現的新情況，可在總量中單列出新增（因為存量中還有很多應急機組）應急調峰機組規模。

　　對于在運機組的消化，2018年國務院印發的《打贏藍天保衛戰三年行動計劃》提出，要“大力淘汰關停環保、能耗、安全等不達標的30萬千瓦以下燃煤機組”。

　　但在現實中，淘汰落后機組往往采取了“一刀切”的方式。對于經濟起步較早的東部省份而言，經過幾輪“上大壓小”的政策性調整，大部分30萬千瓦以下機組已經退役，還有一部分當初因處于當地負荷中心或電網運行支撐位置而無法退出的，經過多年運行，確實已經或快到了生命周期結束的時候，應盡快籌劃考慮逐步退出問題，這部分機組的退出要統籌好系統電源、電網、負荷。但對于一些運行狀況良好、已經沒有債務負擔的機組來說，目前正是其發揮*佳經濟效益的時候，完全可以用來做調峰服務。

　　對每一臺可能面臨淘汰的煤電機組，引入第三方評價機制是一條可行的路徑，綜合每一個機組的煤耗、經濟性、系統定位及在當地電網中所處的地位等因素進行綜合評價。盲目“一刀切”，將會造成極大的社會、經濟資源浪費。

　　市場化是趨勢

　　煤電所釋放的空間，*終會被清潔能源所替代，但這需要一個過程。在此期間，賦予煤電一定的市場主體身份，通過價格機制、現貨交易、容量市場等手段逐步實現市場化退出，是未來的趨勢。

　　2018年，電力改革領域頂層政策頻出，市場建設內容深化，煤電發電量市場化率進一步擴大，完成了系統電價梳理與政策性、市場化降價。

　　“中間管制”部分已經基本明確，建立了涵蓋省級電網、區域電網、跨區跨省專項工程、地方電網和增量配電網的輸配電價體系以及對其各環節實施成本監審的機制，這在歷史上是從來沒有的。“兩頭放開”部分，也已出臺政策明確中長期協約，可以實現發電上網電價與電煤價格聯動、銷售電價與用電產品價格聯動的市場價格形成機制。但是，這樣的市場化煤電價格傳導機制可能由于多種利益主體沖突而難以實施。

　　在反映資源稀缺程度方面，目前的電價機制存在很大問題，電力供需從過剩到平衡再到偏緊，價格形成機制基本沒有變化。沒有發電機組、部分輸電線路、調峰機組等的容量電價，沒有環保水平的激勵電價，僅按電量電價說事，缺乏合理的市場化疏導機制，導致發電企業、尤其是煤電企業的合理利潤空間被肆意擠壓。機組靈活性改造由于缺乏輔助服務、靈活調峰和現貨等電價機制，也因此缺少了投資激勵。

　　在電力市場化交易方面，2018年，我國電力交易規模進一步擴大，2018年前三季度，市場交易電量達到1.45萬億千瓦時，同比增長38%，市場化交易電量占全社會用電量的28.3%，占電網售電量的34.5%。

　　但是各地電力市場建設中的一大問題是缺乏規范，省級交易平臺以滿足省內特定市場建設需要為目標，沒有考慮跨省區市場銜接的需要，也沒有考慮與其他省內市場配合，從而導致煤電跨地區輸送存在省間壁壘，尤其在西電東送的過程中，西部省份的煤電價格要低于東部省份的標桿電價才能實現交易，發電成本取決于送端的燃料成本，而銷售落地電價則控制在受端政府的手中。*后的結果，就是東部的電力用戶擠占了西部發電企業的利潤空間，造成了“跨區剝削”，這與國家整體的區域發展戰略相違背。

　　鑒于上述原因，價格機制的進一步完善將成為下一步工作的重點。新一輪輸配電價核定、跨區送電價格機制的形成將成為2019年的亮點工作，目標在于積極鼓勵電力送出端能夠通過市場化價格傳導順利送到受端，實現電力資源優化配置。

　　在市場化交易方面，跨區送電也在呼喚國家監管，不能任由各地政府加價，否則仍會出現跨區輸電線路負荷不飽滿、甚至負荷率很低的問題。同時，送受兩端輸電價格傳導，也要合理考慮送端生產成本，不能任由受端政府不實事求是地要求降價，避免出現送端發電企業無法經營的狀況。

　　“煤電聯動”將現新格局

　　在以往煤電滿負荷運行、主要滿足供應的情況下，煤電發展所面臨的*大約束就是燃料問題，即我們通常所說的“煤電矛盾”。但是，隨著煤電更大比例參與調峰，影響其經營效益的因素就不再僅僅是燃料成本問題，而是發電、輸配電再到終端用戶的全產業鏈各環節的生產與服務水平。

　　國家已經出臺政策，明確中長期協議，可以實現發電上網電價與電煤價格聯動、銷售電價與用電產品價格聯動的市場價格形成機制，并分別在2016年、2018年兩次發布政策，鼓勵煤電聯營，尤其是鼓勵煤炭和發電企業投資建設煤電一體化項目，以及煤炭和發電企業相互參股、換股等多種形式。

　　但在現實中，煤電聯營并不適合所有企業。將煤、電放在一個籃子中，存在一榮俱榮、一損俱損的風險，并不是所有發電企業必須走的*道路。對于眾多發電企業而言，通過電煤的長協、現貨和期貨等方式可對沖煤炭供應問題，同時實現“市場化煤電聯動機制”，即煤和電的價格協同、電力和終端用戶產品的價格協同。

　　協同的關鍵，是上下游數據有效、透明并輔以政府監管，實現數據的透明，滿足設定的聯動條件就自動聯動。各地政府可以聘請第三方來建設大數據平臺，統一標準、統一數據庫模板，由中央監管各地平臺成立與否、數據質量如何以及數據如何應用。