文 | 陈宗法
近期，一些研究机构、政府部门和能源企业纷纷启动编制能源、电力“十四五”规划的准备工作。新规划基调毫无悬念——未来一个时期，我国将继续大力推动绿色发展、清洁转型，可再生能源将持续增长，高碳化石能源将大幅减少。
而此时，我国煤电尚未走出“第二个困难时期”。“十三五”以来，我国煤电经营业绩 “坐滑梯”一样迅速走低：2016年“腰斩”；2017年“跌穿地板”；2018年“坐起”。除亏损外，发电集团的资产负债率长期高位运行，尽管比2008年85%最高时有所下降，2018年仍接近78%，巨额财务费用侵蚀当期利润。
目前，云贵川、东北、青海、河南等区域的煤电企业整体亏损，一些煤电企业资不抵债，依靠集团担保、委贷维持生存，有的甚至被关停、破产，少数电力上市公司业绩难以好转，面临被ST、退市的风险。
如此严峻的形势也曾出现在2008年-2011年煤电历史上的“第一个困难时期”，五大发电集团火电板块累积亏损高达921亿元。2012-2014年，火电经营状况逐年好转，2015年业绩“置顶”，进入2002年电改以来最好的时期。
在能源清洁转型的大背景下，我国能源结构不断优化，清洁可再生能源快速发展。但是，至今仍未从根本上撼动“煤为基础、煤电为主、油气进口”的能源格局，煤炭、煤电仍属主体能源。
煤电在能源结构中仍然拥有 “567”的比例优势。2018年，我国电力装机达到19亿千瓦，其中：煤电装机10.1亿，占比53%；煤机发电量4.45万亿千瓦时，占比64%；燃料成本占煤电发电成本70%左右。
在这样的情势下，在下一个五年计划制定的关键节点， 如何破解时下前所未有的困惑和尴尬局面、找准现代能源体系中新的定位、保障煤电清洁高效利用与高质量生存发展，仍是绕不开的核心话题之一。
煤电生存之艰，一组数据足以说明：五大发电集团2015年火电利润高达882亿元，而2016年只有367亿元，狂降58.4%；2017年火电亏损132亿元，除国家能源集团外，四大发电集团均亏损，亏损面达60%。2018年全国火电企业利润323亿元，亏损面仍有43.8%。而今，2019年能否“前行”，2020年能否全面“奔小康”还有待观察。
不可否认，我国煤电清洁发展取得积极成效，大气污染物排放快速下降，发电效率持续提高、碳排放强度不断下降、耗水和废水排放量逐年减少、固废物综合利用水平明显提升，煤电发电技术和污染物控制技术已达世界先进水平。然而，目前煤电行业却面临种种困惑，处于“第二个困难期”，主要表现在：
一是煤电前景不明，社会争议很大。多年来，在未来的能源结构中要不要煤电，或煤电扮演什么角色这些问题上，社会上一直争论不休，始终未形成共识，煤电前景迷茫。
以气候专家、新能源企业为代表的一派认为，煤炭污染环境，能源清洁转型就像搬新家，不扔掉煤电这些“旧沙发”，就不可能买可再生能源这个“新沙发”，因为没空间，我国“三弃”现象就是煤电规模过大造成的。
以煤电企业为代表的一派则认为，不能“妖魔化”煤电，我国是富煤国家，可再生能源不稳定、经济性差，关键时刻还得靠煤电，而且煤电通过超低排放改造实现了清洁利用，还是应该依靠煤电、发展煤电。
二是电力产能过剩，受市场竞争、新能源挤压，煤电量价齐跌。我国用电量增长已连下台阶，“十五”增长13%；“十一五”增长11.1%；“十二五”增长5.7%；“十三五”规划预计增长3.6-4.8%。目前，我国电力产能过剩，发电行业系统性风险增加。
火电利用小时已从2004年的5991小时，一路下滑，2016年降至4165小时，2017、2018止跌企稳，分别达到4209小时和4361小时，但设备平均利用率已下降到50%左右，大量机组处于停备状态。
同期，绿色能源发展步伐明显加快，风、光、水、核、气、生物质并举，特别是风电“疯长”，光伏掀起抢装“狂潮”，清洁能源装机占比大幅度提升。到2018年底，我国非化石能源装机7.76亿千瓦，占总容量的40.8%；非化石能源发电量2.16万亿千瓦时，占总发电量的30.9%。而且，近年来新能源补贴退坡，推进平价上网，市场竞争力显著增强，煤电不得不为清洁能源优先消纳作出让步。
另外，随着2015年新电改的推进和发用电计划的大幅放开，全面竞价时代已经拉开大幕，煤电首当其冲，“降价潮”席卷全国。一些区域的煤电企业“离不开、活不了”，深陷生存危机。
三是由于煤炭去产能，煤价“厂”型走势，煤电企业燃料成本高企。2016年，宏观经济开始企稳，煤炭需求止跌回升，增长0.5%，因为政府限产、去产能，原煤产量仅为33.6亿吨，下降了9.4%，导致市场供不应求，煤价大幅反弹；贵州、东北等地电煤供应“告急”，当地政府不得不出台限运出省措施。2017、2018年尽管产量有所释放，但煤炭需求放大，煤价高位震荡，呈“厂”型走势。
到2018年底，煤炭去产能10亿吨的任务已基本完成，煤矿数量减少到5,800处，平均产能提高到92万吨/年，晋陕蒙新四省区产量占到全国的74.3%。反映燃料成本的CECI沿海电煤采购5500大卡综合价，2017、2018年分别在650-700元/吨、571-635元/吨震荡，均超过国家规定的绿色区间。
“十三五”，煤炭市场的紧平衡与煤价的再度高企，对发电行业的直接影响是抢煤发电、燃料成本大增，导致煤、电行业经营业绩冰火两重天。
四是降低用能成本，降低煤电电价，政府、市场“双管齐下”。为提升实体企业竞争力，稳定经济增长，2015年国家推出了供给侧结构性改革，降低用能成本。一方面政府不断下调煤电标杆电价，2013年以来，共4次下调、1次上调，每千瓦时净下调6.34分，并取消各地低于标杆电价的优惠电价、特殊电价；另一方面通过加速放开发用电计划、大幅提高市场交易电量、不断创新交易品种，降低煤电市场交易电价。以某发电集团为例， 综合交易电价2015-2018年每千瓦时分别降价9.3分、6.3分、4.7分、5.2分。
目前，煤电电价政府、市场双管齐下，一降再降，几乎到了“降无可降”的起步，与新电改9号文提到的“交易公平、电价合理”的目标相去甚远，政府明文规定的煤电联动也变成了“镜中花、水中月”，已严重危及煤电的生存与保供。
五是环保政策层层加码，环保边际效应下降，相关政策执行不到位。“十三五”期间，国家对存量煤电推出一系列严厉的环保举措，从严淘汰落后产能0.2亿千瓦；限期完成煤机超低排放改造、节能改造、灵活性改造，共计9.8亿千瓦，现役煤机煤耗低于310克/千瓦时；清理规范自备电厂，严格执行节能环保标准；率先对火电实施排污许可证，排污费改征环保税；碳排放强度每千瓦时单位供电控制到550克、煤机865克，启动碳排放权交易；全面开展中央环保督察、生态文明建设年度评价等。
同时，国家还打出“组合拳”严控煤电新增产能，停缓建煤电1.5亿千瓦，到2020年，煤电不超11亿千瓦，新机煤耗低于300克/千瓦时。由于我国煤机年轻、先进、升级改造不断，环保的边际效应逐年下降。
尽管国家激励节能减排，实施节能调度，出台环保电价合计3.5分/千瓦时，但煤机巨额的环保投入难以保障与补偿，特别是环保电价、奖励电量在煤电竞价交易中难以兑现。从长远看，煤电碳排放成本增加将是未来的新挑战。
我国煤电之所以造成上述困惑，主要有以下六个原因：
世界气候变暖，我国雾霾频现；
全球能源清洁转型，掀起新能源革命；
世界“去煤化”浪潮，我国频现环保风暴，清洁可再生能源快速发展；
市场系统性风险增加，煤炭市场供应紧张，电力市场产能过剩，煤电矛盾爆发，煤电联动不到位；
政策导向利好不多利空多，降低用能成本，煤炭去产能；
2002年电改导致煤电巨量扩张，2015年新电改导致市场化交易剧增。
总之，这是由气候环境变化、能源变革走势、市场风险增加、国家政策导向、电企经营发展战略、重大事件影响等多种因素叠加、长期综合作用的结果。
面对种种困惑、严峻形势，今后我国煤电企业如何解困破局、在生存中谋发展？越来越成为电力业内普遍思考、苦苦探索的一个重大而又急迫的问题。个人认为，只有综合施策，久久为功，才能赢得未来。
（一）认清形势，找准定位。
清洁低碳是未来能源的发展方向，能源清洁转型是国际化大趋势。近年来，欧盟正着力进入“可再生能源时代”。如德国颁布可再生能源法，弃煤、弃核，全力发展风光电，并推行全电气化战略。即使是提出“振兴煤炭工业”、废除奥巴马《清洁电力计划》、退出《巴黎协定》的美国又如何呢？
实际出乎意料。2000-2017年，美国在能源消费结构中煤炭消费由24.6%下降14.3%；今年4月，可再生能源装机、发电量双双超越煤电，并宣布进入“能源新时代”，强调“创新”与“化石能源利用”，内容是稳油、增气、减煤、稳核、大力发展可再生能源。
2018年，北上广深等一线城市，已关停煤电机组，实现“气化”；青海成功实现“绿电9日”——全清洁能源连续供电；张家口是国家一个可再生能源示范区，氢能产业初具规模；可再生能源消费量增长29%，占全球增长量的45%，我国非化石能源消费占一次能源消费比重达14.3%。
今后我国将继续加快绿色发展步伐，形成水、核、风、光、气、氢能、生物质等并举的“清洁大家族”，清洁装机占比会大幅提升，意味着煤电生存空间将持续缩减。同时，为根本解决“三弃”问题，需要通过煤电升级改造、建设调峰电源、发展储能技术、加强需求侧管理等，提高电网调节能力。
当然，由于我国富煤缺油少气、电源结构现状及煤电的经济稳定特性，未来煤电仍有一定的发展空间，并在一个较长时期内不可或缺。
对此，我们必须清醒认识，科学预判，把“构建清洁低碳、安全高效的能源体系”作为历史使命与责任担当，我国煤电的战略定位，将逐步由“主体电源、基础地位、支撑作用”转向“基荷电源与调节电源并重”，为全额消纳清洁能源调峰、保障电力安全
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