煤電聯(lián)動退出歷史舞臺是必然選擇
煤電聯(lián)動機制始于2004年，2005年首次執(zhí)行聯(lián)動。截至 2015 年底，全國煤電機組標桿上網(wǎng)電價共進行了11次調(diào)整。其中，除 2009年11月為合理反映燃煤電廠投資、煤價、煤耗等情況變化，2013年9月為支持可再生能源發(fā)展，鼓勵燃煤發(fā)電企業(yè)進行脫硝、除塵改造，下調(diào)電價0.9～2.5分/千瓦時，以及 2014年9月為進一步疏導(dǎo)燃煤發(fā)電企業(yè)脫硝、除塵等環(huán)保電價矛盾，下調(diào)電價0.93分/千瓦時這3次以外，明確因煤電聯(lián)動而調(diào)整共執(zhí)行了8次。而在這8次中，6次上調(diào)、2次下調(diào)。最近一次發(fā)生在2015年底，實施煤電聯(lián)動后，火電上網(wǎng)電價全國平均下調(diào)3分/千瓦時。
2015年12月31日，國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于完善煤電價格聯(lián)動機制有關(guān)事項的通知》（發(fā)改價格[2015]3169號），對已經(jīng)執(zhí)行了12年的煤電價格聯(lián)動機制進行了調(diào)整，主要是明確了煤電價格聯(lián)動機制以年度為周期，由國家發(fā)改委統(tǒng)一部署啟動，以?。▍^(qū)、市）為單位組織實施；明確了依據(jù)的電煤價格按照中國電煤價格指數(shù)確定；對煤電價格實行區(qū)間聯(lián)動，分檔累退聯(lián)動；明確了燃煤機組標桿上網(wǎng)電價和銷售電價的測算公式嚴格按照煤電價格聯(lián)動機制測算確定。
根據(jù)新聯(lián)動機制的測算公式，2015年11月至 2016年10月全國電煤平均價格為347.54元/噸，以2016年1月1日舊聯(lián)動機制最后一次執(zhí)行前的標桿電價作為基準電價，測算可得，2017年1月1日起燃煤機組上網(wǎng)電價相比 2014年的基準電價理論上應(yīng)上調(diào)0.18分/千瓦時，不足0.2分/千瓦時，未達到執(zhí)行聯(lián)動的觸發(fā)條件。
2017年，面對上漲的煤價與火電企業(yè)的經(jīng)營困難，政府通過取消工業(yè)企業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整專項資金、降低重大水利工程建設(shè)基金和大中型水庫移民后期扶持基金征收標準，一方面降低銷售電價以減輕下游工商業(yè)用戶用電負擔(dān)，另一方面提高煤電上網(wǎng)電價以緩解火電企業(yè)經(jīng)營困難。7月7日，河南省發(fā)改委率先發(fā)布了《關(guān)于合理調(diào)整電價結(jié)構(gòu)有關(guān)事項的通知》，宣布自7月1日起將省內(nèi)燃煤發(fā)電機組標桿上網(wǎng)電價統(tǒng)一提高2.28分/千瓦時。之后，江蘇、陜西、河北、重慶等地陸續(xù)發(fā)布電價結(jié)構(gòu)調(diào)整的通知。全國31個?。▍^(qū)、市）中，共有24個地區(qū)上調(diào)了煤電標桿上網(wǎng)電價。
2017年全年電煤價格始終保持在高位運行，2016年11月至2017年10月的電煤平均價格為514.94元/噸。根據(jù)燃煤機組標桿上網(wǎng)電價與煤價聯(lián)動計算公式可知，2018年1月1日起燃煤機組平均上網(wǎng)電價相比 2014年平均上網(wǎng)電價應(yīng)上調(diào)1.76分/千瓦時，與 2017年7月1日調(diào)整后的標桿電價相比，理論上應(yīng)上調(diào)約3.67分/千瓦時。
2018年3月5日召開的第十三屆全國人民代表大會第一次會議上，李克強總理在《2018年政府工作報告》中提出：“大幅降低企業(yè)非稅負擔(dān)。進一步清理規(guī)范行政事業(yè)性收費，調(diào)低部分政府性基金征收標準。繼續(xù)階段性降低企業(yè)‘五險一金’繳費比例。降低電網(wǎng)環(huán)節(jié)收費和輸配電價格，一般工商業(yè)電價平均降低10%?！痹诖吮尘跋拢弘娐?lián)動擱淺。
2018年全年電煤價格相比2017年進一步上漲，2017年11月至2018年10月的電煤平均價格為533.28元/噸，2019年1月1日起燃煤機組平均上網(wǎng)電價相比2014年應(yīng)上調(diào)2.49分/千瓦時，與2017年7月1日調(diào)整后的標桿電價相比應(yīng)上調(diào)約4.40 分/千瓦時。但2019年3月5日，國務(wù)院總理李克強在《2019年政府工作報告》中提出：“深化電力市場化改革，清理電價附加收費，降低制造業(yè)用電成本，一般工商業(yè)平均電價再降低10%?！边B續(xù)兩年降低下游銷售環(huán)節(jié)中的一般工商業(yè)電價，上游發(fā)電側(cè)的上網(wǎng)電價執(zhí)行煤電聯(lián)動上調(diào)僅是奢望，煤電聯(lián)動機制已名存實亡。
實施煤電聯(lián)動政策，雖然初衷是為了反映“用電成本”，但畢竟是臨時性干預(yù)措施，而且還往往非常滯后，多少還有使“電價回歸政府定價、進行宏觀調(diào)控、調(diào)節(jié)物價指數(shù)和產(chǎn)業(yè)利潤”的嫌疑，顯然與新電改方案、價改意見中“放開競爭性環(huán)節(jié)電價”、“建立主要由市場決定價格的機制”相違背?，F(xiàn)行燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價機制已難以適應(yīng)形勢發(fā)展，突出表現(xiàn)為不能有效反映電力市場供求變化、電力企業(yè)成本變化，不利于電力上下游產(chǎn)業(yè)協(xié)調(diào)可持續(xù)發(fā)展，不利于市場在電力資源配置中發(fā)揮決定性作用。尤其煤電聯(lián)動的調(diào)整滯后性，導(dǎo)致電力價格調(diào)整不能及時反映煤炭價格變化，從而加劇周期的波動影響。同時，伴隨市場化交易電量比例的逐步提升，所謂的煤電聯(lián)動的存在意義已然不大。在電力市場化逐步深入的過程中，煤電聯(lián)動退出歷史舞臺成為必然。
市場化絕非單純?yōu)榱私惦妰r
文件提出，基準價按當(dāng)?shù)噩F(xiàn)行燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價確定，浮動幅度范圍為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%。同時明確，實施“基準價+上下浮動”價格機制的省份，2020年暫不上浮，確保工商業(yè)平均電價只降不升。從表述可以看出，嚴格規(guī)定上浮區(qū)間，對下浮則是原則上不超過的概念，對下浮給了更多想象空間。尤其是明確了明年不上浮，也就是最多是持平，或者下調(diào)。
一方面要看到，這樣的制度安排符合當(dāng)前的電力市場供需形勢和工商業(yè)降成本的總體要求，短期看電力價格有下降空間。近年來，我國電力總體上是相對寬松的，其中煤電總裝機容量已經(jīng)超過10億千瓦，2018年的年發(fā)電利用小時數(shù)4361小時，如果按照火電合理利用小時數(shù)5000小時計算，目前火電機組的富余容量達到29.5%（也有煤電機組擔(dān)負更多調(diào)峰任務(wù)的原因）。尤其我國部分省區(qū)煤電過剩的局面比較嚴重，所以從供需決定價格的角度，下浮范圍可能會超過15%，但是全國大體上都是在15%以內(nèi)，所以原則上不超過15%是相對合理的安排。從成本端考量，工業(yè)制造業(yè)成本中能源成本是很重要的一項。工商業(yè)降成本的途徑之一便是降低能源成本。尤其在當(dāng)前中美貿(mào)易摩擦階段，如何通過降低成本來提升工業(yè)制造業(yè)的競爭力是一個重要問題。目前，美國工業(yè)用電平均電價為0.43元人民幣/千瓦時，商業(yè)用電平均電價為0.67元人民幣/千瓦時。據(jù)政府相關(guān)部門測算，我國工商業(yè)電價平均比美國高45%。美國制造業(yè)回歸很大程度上得益于用電成本下降，這一優(yōu)勢甚至吸引了我國沿海地區(qū)一些高載能工業(yè)向美國轉(zhuǎn)移。所以從當(dāng)前電力供需形勢和工業(yè)制造業(yè)降成本的角度，調(diào)整火電上網(wǎng)電價形成機制有利于降低電力成本。
另一方面，從中長期視角看，基礎(chǔ)價加浮動價的機制更應(yīng)是雙向的，甚至中長期而言電力價格將伴隨物價和制造成本抬高而有一定提升。電力本身也是商品。近幾年，伴隨供給側(cè)結(jié)構(gòu)性改革，煤炭、鋼鐵、建材價格恢復(fù)性上漲，人口老齡化帶來的勞動力緊張問題推升了用人成本。以火電上游煤炭開采為例，近三年煤炭開采成本大致上浮了30%左右（部分彌補前幾年欠賬），這種提升一般是不可逆的，而且伴隨煤炭開采深度的加深，成本將進一步上漲。這種提升將伴隨物價提升是可持續(xù)的。因此，將火電上網(wǎng)電價調(diào)整為基礎(chǔ)價加浮動價的機制，短期看電價有望降低，但目的絕非單純降電價，而是以更加市場化的方式讓電力回歸商品屬性，增強價格調(diào)整彈性。
新形勢下煤電與新能源應(yīng)協(xié)調(diào)發(fā)展
以煤電為代表的常規(guī)能源與新能源和則兩立、斗則俱傷。在國家體系中，任何子系統(tǒng)內(nèi)部的不協(xié)調(diào)都會對系統(tǒng)本身帶來不利影響，更容易讓政界、投資界、學(xué)術(shù)界迷失方向。我國能源體系中，以煤電為代表的常規(guī)能源和新能源產(chǎn)業(yè)應(yīng)借鑒習(xí)近平總書記在國際外交上的新思維，變零和博弈為繁榮共進。
一方面，煤炭為主的化石能源仍是當(dāng)前和今后一個時期我國最重要的主體能源。能源本質(zhì)上講是服務(wù)于經(jīng)濟社會發(fā)展的，一個國家的能源戰(zhàn)略選擇應(yīng)與這個國家資源稟賦和發(fā)展階段相適應(yīng)。目前美國、德國等世界發(fā)達國家的能源轉(zhuǎn)型經(jīng)驗也絕非以可再生能源取代化石能源主體地位。根據(jù)BP發(fā)布的世界能源展望，直到2035年化石能源仍然是世界的主體能源。對我國而言，以煤為主的能源結(jié)構(gòu)一是取決于我國的資源稟賦。煤炭資源量占常規(guī)一次能源的94%左右，遠高于國際平均的54%，更高于西方發(fā)達國家目前水平；二是取決于中國的發(fā)展階段。中國仍是發(fā)展中國家，工業(yè)化和城市化進程均未完成，煤炭在全球尤其在中國，仍是最具經(jīng)濟性的能源資源之一，日本、東南亞、中東地區(qū)部分國家目前仍在提升燃煤發(fā)電的比重；三是取決于煤炭的清潔利用可行性。目前的燃煤電廠近零排放技術(shù)、潔凈煤技術(shù)、煤粉型鍋爐等技術(shù)已經(jīng)可以實現(xiàn)煤炭的清潔高效利用和環(huán)境友好，且旨在減少碳排放的CCS技術(shù)也在推進之中。因此，以煤為主的能源結(jié)構(gòu)是符合客觀規(guī)律的，通過煤炭的綠色開發(fā)與清潔利用，煤基能源的發(fā)展也可以與中國生態(tài)文明建設(shè)的總目標保持一致。
另一方面也必須看到，新能源是當(dāng)前能源系統(tǒng)的重要組成部分，逐步替代常規(guī)化石能源份額是大勢所趨。一是環(huán)境問題日益緊迫，尤其是化石能源的粗放利用方式給大氣造成了嚴重污染，可再生能源替代化石能源是加快環(huán)境友好型社會建設(shè)的重要舉措；二是碳減排壓力大、時間緊。2014年，中國二氧化碳排放量為97.6億噸，雖人均不到美國一半，但總量已居全球第一。中國承諾到2030年碳排放達到峰值的挑戰(zhàn)難度大；三是常規(guī)能源，尤其是常規(guī)化石能源是不可再生資源，其開發(fā)受資源承載力屬性約束較強。
但在未來能源需求仍有空間的背景下，新能源和常規(guī)能源并非彼之所得必為我之所失的關(guān)系。今后很長一個時期，新能源在能源消費中的比重會有所提高，但常規(guī)能源的總量也會有一定增長，更重要的是，巨大的存量部分仍需要結(jié)構(gòu)調(diào)整和優(yōu)化。所以這一過程中，并非零和博弈，不是你多了，我就少了的關(guān)系。比如德國被業(yè)界視為能源轉(zhuǎn)型成功的國家之一，在大力推進可再生能源使用的同時，2013年褐煤發(fā)電量達到1620億千瓦時，創(chuàng)下了歷史最高記錄。對于能源系統(tǒng)而言，不是發(fā)展新能源，常規(guī)能源就不發(fā)展，或發(fā)展常規(guī)能源，就是搶占新能源空間。應(yīng)看到，發(fā)展的含義并非是依靠“量”來體現(xiàn)，還有很重要的體制變革、結(jié)構(gòu)優(yōu)化、效率提升、產(chǎn)業(yè)進步等重要內(nèi)涵。
一個國家在能源發(fā)展選擇上，要綜合考慮能源結(jié)構(gòu)、發(fā)展階段、環(huán)保要求、資源承載力、技術(shù)經(jīng)濟可行性等諸多因素，做到統(tǒng)籌協(xié)調(diào)、兼顧各方優(yōu)勢，實現(xiàn)全面發(fā)展。
在當(dāng)前形勢下，今后煤電的發(fā)展不宜一味追求高參數(shù)、大容量，而是因地制宜結(jié)合地理環(huán)境、氣候條件、燃料供應(yīng)、老機組特點選擇最佳可行技術(shù)。更重要的是，煤電的發(fā)展需要轉(zhuǎn)變傳統(tǒng)數(shù)量型發(fā)展模式，更多向質(zhì)量型、輔助型模式轉(zhuǎn)型。煤電企業(yè)的使命不再是發(fā)更多的電量，而是如何更好地調(diào)峰，讓可再生能源最大限度地減少棄風(fēng)棄光，使電力系統(tǒng)更多地消納可再生能源。按照這個定位，需要降低對煤電機組利用小時的預(yù)期。在大規(guī)?？稍偕茉窗l(fā)展的新時期，煤電的利用小時數(shù)在4000小時左右是正常的，因為煤電將更加側(cè)重調(diào)峰。這就需要政府、社會和企業(yè)充分認知到這一點，政府要出臺與其配套的政策，一是建立容量電價機制，這是對煤電企業(yè)支撐電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定功能的認可；二是出臺輔助服務(wù)價格機制，這是對煤電機組提供調(diào)峰能力的認可。社會也應(yīng)給予煤電機組調(diào)峰作用充分認可，不能妖魔化煤電，更不能極端地簡單關(guān)停煤電。當(dāng)然煤電企業(yè)自身應(yīng)加強設(shè)備調(diào)峰能力建設(shè)，盡早找準自己的定位。
各種能源協(xié)調(diào)發(fā)展、多能互補是未來趨勢
火電和新能源絕不是“既生瑜何生亮”的關(guān)系，常規(guī)能源與新能源是命運共同體。未來伴隨新電改的推進和能源互聯(lián)網(wǎng)時代的到來，各種能源協(xié)調(diào)發(fā)展、多能互補是未來的大趨勢。
能源互聯(lián)網(wǎng)時代即通過整合多類型能源的產(chǎn)、轉(zhuǎn)（一次轉(zhuǎn)二次、能源形式間轉(zhuǎn)化）、輸、儲、配、用各環(huán)節(jié)，對環(huán)節(jié)中信息流、能量流（或物流）、資金流進行優(yōu)化和重構(gòu)，增強能源價值創(chuàng)造環(huán)節(jié)（產(chǎn)、消）功能和體驗，提高能源價值傳遞環(huán)節(jié)（輸、儲、配）效率，構(gòu)建高效、綠色、智能能源產(chǎn)業(yè)的一套體系。
一方面，新能源可以依靠煤基產(chǎn)業(yè)來發(fā)展。比如太陽能、核能、風(fēng)能（制氫）與煤基多聯(lián)產(chǎn)耦合。在煤基多聯(lián)產(chǎn)中，需要大量氫氣參與化學(xué)合成。而核電、太陽能、風(fēng)能則可以通過電解水、熱化學(xué)循環(huán)分解水、核能高溫?zé)崃呀獾榷喾N方式獲得氫氣，實現(xiàn)清潔能源就地利用，從而避開清潔能源并網(wǎng)難題。再如，太陽能、風(fēng)能發(fā)電，受光照、風(fēng)速、風(fēng)向等自然條件影響，存在穩(wěn)定性、可靠性差的弊端，通過輔助服務(wù)機制的建立，火電進行調(diào)節(jié)從而“消峰填谷”，實現(xiàn)能源穩(wěn)定可持續(xù)供應(yīng)，火電通過輔助服務(wù)也得到補償。另外，光熱作為新能源，目前成本很高，國家正在積極開展示范項目，但光熱發(fā)電基本原理和火力相似，若與火電項目聯(lián)合布置或在既有火電項目上改造布置，可以降低成本，也有利于傳統(tǒng)火電清潔發(fā)展。
另一方面，煤炭等常規(guī)能源也可以轉(zhuǎn)型發(fā)展新能源產(chǎn)業(yè)。新能源產(chǎn)業(yè)是戰(zhàn)略新興產(chǎn)業(yè)，相對還是一個新鮮事物。本輪電改明確，對于納入規(guī)劃的風(fēng)能、太陽能等可再生能源發(fā)電，調(diào)峰調(diào)頻電量等可以同等條件下優(yōu)先上網(wǎng)。煤炭產(chǎn)業(yè)也可發(fā)揮煤礦用電多、負荷穩(wěn)定、網(wǎng)架現(xiàn)成的優(yōu)勢，利用廢棄工業(yè)場地、井田地面范圍及其周邊地區(qū)積極探索發(fā)展風(fēng)電和光伏發(fā)電，既可以充分利用土地資源，也可以有效降低用電成本，若能結(jié)合自備火電廠，更可實現(xiàn)多能互補，結(jié)余電量優(yōu)先上網(wǎng)銷售，實現(xiàn)產(chǎn)業(yè)轉(zhuǎn)型發(fā)展。此外，借當(dāng)前退出產(chǎn)能之機，利用廢棄礦井進行抽蓄儲能，同步發(fā)展光伏與風(fēng)能，也是一個值得探索的方向。國務(wù)院在《關(guān)于煤炭行業(yè)化解過剩產(chǎn)能實現(xiàn)脫困發(fā)展的意見》（國發(fā)[2016]7號）中也明確指出：促進行業(yè)調(diào)整轉(zhuǎn)型，鼓勵利用廢棄的煤礦工業(yè)廣場及其周邊地區(qū)，發(fā)展風(fēng)電、光伏發(fā)電和現(xiàn)代農(nóng)業(yè)。
總之，取消煤電聯(lián)動是電力市場化改革進程中的必然，煤電產(chǎn)業(yè)需要更高層次的發(fā)展。綜合考慮我國發(fā)展階段、環(huán)境容量、能源稟賦等因素，常規(guī)能源與新能源應(yīng)避免零和博弈，加強相互合作，攜手共創(chuàng)未來。（本文刊載于《中國電力企業(yè)管理》2019年10期，作者系信達證券能源行業(yè)首席分析師。）
