影響火電企業保供能力的深層次原因及對策

“十四五”階段第一年即 2021 年以來，國際石油、煤炭、天然氣供求壓力陡然增大，主要能源產品價格持續攀升，歐美多國及中國、印度、巴西等金磚國家出現了不同程度的能源電力短缺現象，有的國家甚至引發重大民生問題。

2021 年下半年以來，能源供需矛盾突出、價格持續攀升，能源短缺從歐洲开始向全球蔓延，進而也使我國能源保供面臨嚴峻挑战。

當前形勢下，我國能源電力行業體制性、結構性、周期性問題相互交織，長短期、內外部、宏微觀風險持續累積，火電企業承壓仍得不到根本緩解。各發電集團火電產業普遍面臨生產經營困難，可持續發展和保供能力堪憂。而影響電力保供能力不足的原因是多方面的。

深層次原因

（一）“十四五”之前煤炭產能壓減，加之國際價格傳導，成爲煤電企業虧損主因

首先，“十三五”煤炭去產能埋下直接誘因。在十三五期間，我國煤炭行業從整個產能規模看是過剩的，所以成爲 2016 年去產能的重點。據相關部門數據，2016-2017 年累計完成煤炭去產能 5 億噸以上。在去產能效果逐步顯現的情況下，國家對調控的重心也進行了相應調整。

2017 年，我國煤炭行業由 2016 年的“去產能、限產量”逐漸調整爲“保供應、穩煤價”；2018 年，國家把提高供給系質量作爲主攻方向，從總量性去產能轉向結構性優產能。在化解煤炭過剩產能進程中，積極推動先進產能建設，新核准建設了一批大型現代化煤礦，優質產能比重大幅提高。煤炭產能利用率達到 68.2%，同比提高 8.7 個百分點，去產能的目的初步達到。

其次，相關政策執行過程部分存在偏激或過度現象。許多地方政府執行政策偏激，加之安全、環保壓力較大，在實際生活中，以行政手段爲主把煤炭產能總量的壓減目標作爲指令性任務“切塊”下達，由各地管理部門或“揀軟柿子捏”挑選去除對象，或者“排頭砍去”一刀切操作，客觀上造成短時間內煤炭產量急劇下降，同時先進產能釋放較慢導致供需失衡。

再次，我國能源結構的特點決定對煤炭需求依舊強勁。從需求側看，宏觀經濟運行穩中向好，將進一步拉動能源需求，隨着國家治理大氣環境、優化能源結構、控制煤炭消費總量，非化石能源對煤炭的替代作用不斷增強，煤炭在一次能源中的比重將繼續下降，但受我國能源資源稟賦的約束，煤炭作爲我國的主體能源，需求總量依然較大，短時間內不會有大的變化。

最後，煤炭供需受時間、空間、運力等多重因素制約。我國煤炭主要產區在北方，隨着煤炭去產能步伐加快，南方不符合安全生產條件的小煤礦退出較多，原煤生產逐步向資源條件好、競爭能力強的晉陝蒙地區集中，區域供應格局發生變化，對運力配置提出了新的挑战，煤炭鐵路運輸的壓力加大。

煤炭供需矛盾和價格激漲，成爲煤電企業虧損主因。上述因素共同作用、相互影響導致全國煤炭供應在“十四五”期間出現了較爲普遍的短缺情況。加之國際市場能源價格暴漲的傳導效應，燃料價格高企。自2021 年下半年煤價暴漲以來，國家出台 1439 號文件後，部分區域煤機電價雖有所上浮，但仍無法疏導電煤價格上漲造成燃煤成本的增加，造成火電企業大面積虧損。

火電持續巨額虧損，導致負債率高企、現金流短缺、投融資功能減弱，生產壓力不斷增大，火電企業陷入經營困境。因持續虧損，拓展融資渠道和增量授信受限，資金價高接續困難的局面難以在短期內改善。

（二）新能源裝機增長迅猛，明顯壓縮火電市場份額

隨着國家將“碳達峰、碳中和”納入生態文明建設整體布局，不斷推動新能源革命和能源結構多元化進程。

綠色低碳成爲中國數十年內社會經濟發展的主基調之一，電能替代力度持續加大，新能源發電比例不斷升高，火電企業機組容量份額相對減少。

以 2022 年數據爲例，全國發電裝機容量同比增長7.8%，其中新能源裝機增長 18.75%，全國非化石能源發電量同比增長 8.7%，而煤電發電量同比增長 0.7%，佔發電量的比重爲 58.4%，同比降低 1.7 個百分點⑺，已經對火電市場形成了較大的擠壓。截至 2023 年 4 月底，我國風電裝機 3.8 億千瓦，光伏發電裝機 4.4 億千瓦，風電光伏發電總裝機突破 8 億千瓦，達到 8.2 億千瓦，佔全國發電裝機的 30.9%。8.2 億千瓦，約爲 36 個三峽電站的總裝機容量。

（三）氣電聯動不到位，發電企業虧損增加

一是現行電價機制與天然氣發電定位不匹配。當前天然氣價格高位運行，天然氣機組主要作爲調峰機組，部分作爲供熱機組，平均利用小時數低，單一電價無法保障天然氣發電企業的運營生存，部分區域採用兩部制電價，但容量電價較低，無法覆蓋固定成本。

二是氣電價格聯動機制執行不到位。近兩年受國際天然氣形勢影響，天然氣價格一直走高，現行上網電價機制的傳導作用減弱，國家發布的天然氣發電上網電價政策明確執行氣電價格聯動，但是多數區域並未建立系統的價格聯動方案，目前只有浙江、上海等少數區域氣電價格聯動機制落實到位。

三是電價疏導方式不暢通。天然氣發電現行的電

價機制主要採用的是高於燃煤基准價部分通過政府資金池予以補貼，受近幾年經濟發展放緩政府財政收緊，電價補貼的總額難以增加，但是各地的氣電裝機還在不斷增加，靠政府資金來疏導電價上漲難度大，無法充分體現天然氣發電的電能量價值和靈活性價值。

（四）新型電力系統過程中，火電運行方式發生深刻調整，安全問題凸顯

在新型電力系統構建過程中，由於風光電的大規模增長，其間歇性、隨機性、波動性特點對系統調節能力提出了巨大需求，火電企業運行方式發生很大變化，开始深度調峰，導致火電機組頻繁啓停，同時區域外來電調節範圍偏窄也使得區域內火電承擔了更多的調峰職能。

爲此，煤電機組靈活性改造按下“快進鍵”，深度調峰不斷創出新紀錄，最低負荷率個別的低至15%。由於推進深度調峰時間短，缺乏技術設計，經驗普遍不足，只能先試先做，不僅造成機組能耗異常、經濟性下降，而且致使設備部件損傷，設備壽命減少、燃料不完全燃燒增大環保風險、設備檢修無法按期等問題，有的問題還可能進一步影響到區域電網安全性，可能從一定程度上動搖整個電力系統安全穩定運行的根基。

（五）火電產業外部環境進一步復雜嚴峻

當前，因俄烏衝突、脫鉤斷鏈等國際社會復雜因素，造成了全球煤炭、天然氣價格陡然暴漲，致使企業不能通過國際採購平抑國內燃料價格。此外，在國內一些地方沒有深刻理解我國能源資源稟賦特徵，沒有准確掌握中央堅持先立後破推動能源結構調整，在確保民生用能和國民經濟正常發展的前提下，大力推進綠色能源發展。過激地推進地方碳減排工作，強令部分煤電企業限產、停產。個別地方亂作爲，以保護地方企業之名，限制燃料市場流通，限制電力市場开放，導致火電產業外部環境進一步復雜嚴峻。

改善途徑與措施

（一）通過煤電聯營，推動產業協同、合作共贏煤炭是我國主要的一次能源，火電是電力供應的基礎，二者共同承擔着保供兜底重任。

聯營不僅發揮雙方各自產業優勢，形成煤礦與火電企業定點、定量、定煤種的穩定供應模式，提升能源安全保障能力，還可以推動構建利益共享、風險共擔的煤電合作機制，緩解煤電矛盾。

我國早在上世紀80年代便开始煤電聯營實踐，目前已形成煤電一體化運行、專業化子公司、參股等多種聯營模式。尤其在目前火電大面積虧損的情況下，聯營對於強化煤電機組調節能力、夯實民生保障、促進節能減排等均有積極意義。煤電博弈此消彼長，煤電聯營作爲一種投資經營策略，既需要雙方企業有意愿、遵照市場化原則，也離不开政策的有效、適度引導；不能只關注短期利益，重點在於跨越單打獨鬥的局限，上下遊一條心才能協作共贏。

優化改變進煤結構，在努力實現長協煤全覆蓋的基礎上，推動長協煤合同兌現率，保障長協煤量、價齊優。加強與地方政府相關部門的溝通對接，督促加強鐵路運力保障，確保合同執行到位，多措並舉控降燃煤採購成本。

（二）主動推進“三改聯動”，增強火電企業對新型電力系統的適應能力

貫徹落實《中共中央國務院關於完整准確全面貫徹新發展理念做好碳達峰碳中和工作的意見》精神，進一步降低煤電機組能耗，提升靈活性和調節能力，提高清潔高效水平，促進電力行業清潔低碳轉型，全力推進煤電實施節能降耗改造、供熱改造和靈活性改造“三改聯動”，統籌能源安全與節能降碳、兼顧傳統能源兜底與新能源轉型發展，促使火電清潔、高效、靈活、低碳高質量發展，保障能源安全穩定供應。

結合煤電機組不同煤耗水平實際情況，考慮大型風電光伏基地項目外送和就近消納調峰需要，以區域電網爲基本單元，在相關地區安排配套煤電調峰電源改造升級，提升煤電機組調峰能力，探索出多種技術改造方式，分類提出改造實施方案。兼顧能源保供與低碳減排，火電機組通過汽輪機通流改造和節能一體化改造，深入應用變頻和永磁等技術，實現供電煤耗優於設計值。聚焦推廣應用與技術革新，推動以新能源爲主體的新型電力系統建設，存量火電機組开展靈活性改造，提高機組深度調峰能力。因企制宜採用打孔抽氣、低真空供熱、循環水余熱利用等成熟技術，具備條件的機組改造爲背壓熱電聯產機組，推廣應用工業余熱供熱、熱泵供熱等先進供熱技術。

（三）積極融入市場，搶抓現貨、輔助服務等電量電價機遇隨着全國統一電力市場建設的深入，主動融入和服務電力市場需要，適應電力市場競爭環境，主動作爲、搶抓機遇，推動建立現貨市場報價機制，完善兩個細則及輔助服務市場規則，爭取上調調峰補償標准，研究給予調峰補償的配套機制，有效提高調峰收益。

1. 現貨市場增收措施集團、區域、電廠從不同層面跟蹤國家政策、關注國家能源战略、研究市場規則、收集市場信息、掌握企業技術裝備等情況，爲決策層提供依據和參考。按照集團指導、區域決策、電廠配合的原則，明確各層級角色定位，建立高效協同的決策機制，確保各項決策部署有效落實。

集團層面站在全局高度，把握電力市場方向，重點關注全國能源發展战略、跨省供需形勢、省間現貨交易等信息，宏觀指導各區域开展省間及省內現貨交易。

區域層面作爲決策主體，按照集團的指導意見，根據本地區能源發展規劃，研究本地區電力市場政策，收集本地區火電、核電、風電、光伏、儲能、靈活性改造、電力供需形勢、網絡約束、電網建設、負荷特性等信息，結合本區域實際情況，發揮區域統籌管理優勢，制訂本區域現貨交易策略。同時，保持與集團層面信息交流，开展行業內發電企業信息交流、協同省間及省內現貨交易，恪守行業自律，避免惡性競爭，防控市場風險。

發電企業作爲電力現貨交易的責任主體，按照區域公司的決策部署，配合做好設備維護、燃料儲備及生產經營謀劃，提高設備健康水平，減少機組非停和電量損失，採購經濟適用煤炭，確保尖峰頂得上，低谷壓得下，滿足電力現貨條件下的調度要求，提升現貨市場收益水平。

2. 輔助服務增收措施

隨着新能源裝機容量的快速增長，風光的波動性和隨機性問題愈加突出，煤電已由基礎性電源向基礎保障性和系統調節性電源並重轉型，加快機組靈活性改造，提高機組的調峰能力，增加輔助服務收入是未來火電企業的發展方向。

按照集團指導、區域決策、電廠落實的原則，集團層面要統籌平衡發電與輔助服務的關系，因地制宜研究制定輔助服務增收策略，實施煤電“三改聯動”，提升調峰能力。

區域層面按照華電集團的指導意見，發揮區域統籌管理優勢，根據本地區輔助服務政策，結合發電企業實際情況，制訂本區域輔助服務營收策略，加強機組調峰、調頻和備用能力，提升輔助服務收入水平。對於北方供熱機組，通過採暖抽汽調峰、再熱蒸汽調峰、主蒸汽調峰、電鍋爐調峰、低壓缸零出力改造、超超臨界機組低負荷幹溼態轉換等技術，降低機組電負荷，提升熱電機組的調峰能力。

對於非供熱純凝機組，通過優化燃料供應、機組靈活性改造、選用寬溫催化劑等技術，提升鍋爐低負荷穩燃能力，優化機組AGC及爬坡能力，並保證低負荷時脫硝、除塵器和脫硫等系統的正常投運，提升機組調峰能力。

電廠作爲輔助服務工作責任主體，根據區域公司輔助服務營收策略，深入研究輔助服務規則，着力提升機組靈活性，加強設備檢修維護，合理調配燃料供應，緊盯輔助服務市場變化，做好營收模型分析，根據效益最大化的原則，及時調整機組出力，全力提升輔助服務收入。

（四）積極爭取政府支持，推動配套政策落地

1. 兩部制電價：容量電價、疏導電量電價鑑於當前火電企業在支撐和保障電網電源安全方面不可替代的作用，科學开展研究分析，呼籲政府研究推動容量電價補償機制，本着覆蓋電力企業基本投資成本的角度出發，推動施行“兩部制”電價，給予煤電企業容量補償電價，疏導電煤價格矛盾。能源保供中，煤電企業承擔了更多的調峰壓力，頻繁調峰對機組設備和生產指標帶來的影響遠遠無法覆蓋目前既定的調峰補償，呼籲各級政府建立現貨市場機制，上調調峰補償標准，研究給予調峰補償的配套機制，有效提高調峰電價收益。

2. 財稅政策回歸電力產品作爲商品的經濟屬性，積極呼籲建立形成動態的電力市場價格調整機制，動態調整電價或給予補貼，保障煤電企業基本的生存空間。聯合煤電企業共同呼籲和反映企業實際困難，爭取和落實困難企業房產稅、土地稅等稅收減免政策；堅持“政策虧損政策補”的原則，保障既有能源保供期間各項財政稅收資金等優惠政策延續的同時，還要大力推動更多能源保供、財政貼息、專項資金扶持、稅收減免等專項優惠新政出台。

（五）持續深化提質增效，全面提升企業效益水平

認真落實國資委“一增一穩四提升”要求，把穩增長、防風險擺在更加突出位置，大力推動提質增效，確保完成企業經營目標。一是壓實提質增效責任。完善工作機制，加強過程管控，強化重點督導，抓好任務分解和措施落地，壓實各單位主體責任，充分發揮主觀能動性，確保目標務期必成。

二是確保提質增效成效。積極拓市場，統籌中長期、現貨和輔助服務市場，確保中長期交易電量佔比不低於裝機佔比、交易價格不低於市場交易平均價格，現貨市場同類型機組效益不低於行業平均水平，輔助服務市場收益同比實現正增長；因地制宜提高機組供熱能力，持續提升供熱綜合效益。全力控成本，突出抓好燃料成本管控，優化完善燃料採購體制機制，充分發揮集採優勢，做好天然氣集約採購試點，加快燃料物流體系建設，嚴控企業生產成本；加強物資集約化採購和招投標依法合規管理，強化資金成本管控，抓好“兩金”壓降；控制營業成本增幅低於營業收入增幅。三是切實抓好風險防範。落實國資委工作部署，推動合規管理工作再上新台階。完善電煤資金保障機制，防止缺煤停機和債務違約事件。

（六）提升系統運輸能力，優化運力資源配置

一是系統研究優化部署。進一步結合集團燃料運輸需求，摸清能源物資運輸現狀，制定運輸優化提升工作方案。建立重點企業聯系制度，“一企一策、一事一策”，全力做好能源物資運輸供需對接。強化統籌協調調度，並及時關注氣象監測預警，高度重視寒潮、暴雨和台風等的影響，完善應急預案。

二是根據需要成立工作專班。根據火電企業燃料保障實際，酌情成立運輸保障工作專班，實行一事一處理，急事急辦、特事特辦。

三是落細工作舉措。進一步細化實化工作要求，落地落細工作舉措，強化安全監管，保障煤炭、LNG（液化天然氣）水路運輸服務和電煤公路運輸服務。

四是做好應急預案。組織編制能源物資道路運輸保障專項應急預案，立足充分發揮道路運輸兜底保障作用，區分各類突發情形，明確應急舉措，全力做好運輸保障工作。

（七）探索新方式、新業態、新市場，提升火電企業發展韌性

1. 參與投資綠電,落實火電與新能源聯營火電企業通過積極參與綠電投資是火電企業實現轉型升級、發展可持續性的重要途徑之一，既可以滿足“雙碳”背景下對綠電的需求，實現綠色產業鏈的延伸和拓展，又可以與火電企業形成互補，爲企業帶來新的收益來源，提高自身的環保形象和競爭力。

2. 穩妥有序推進碳排放權交易。爲進一步發揮市場機制對控制溫室氣體排放、降低全社會減排成本的重要作用，切實做好全國碳排放權交易市場（以下簡稱全國碳市場），全國繼續根據《碳排放權交易管理辦法（試行）》推進年度配額分配工作，推動碳市場健康發展，助力我國碳達峰碳中和目標實現。按照交易管理辦法，重點排放單位應當是擁有發電機組產權的單位，作爲責任主體參與全國碳市場配額的發放、交易、清繳等環節。

爲了讓企業“減排不白幹，賣碳有錢賺”，國家已引導火電企業積極參與碳資產管理，推進碳資源合理配置，在年度履約交易工作有序實施基礎上，爭取企業參與全國碳市場的收益最大化，促進企業減排動力更足。根據國家制定的碳交易相關規則，在碳市場上，通過碳排放權配額和核證自愿減排量（CCER）兩種交易方式進行碳減排價值轉化和交易。

鑑於當前新增綠電對供給市場的擠壓，火電企業應按照保供需要結合企業正常生產能力爭取國家碳配額，並將碳排放量盈余部分，通過出售碳配額和CCER的方式來獲得額外經濟收益，從而實現減排效果並增加企業收益。

3. 創新驅動增強企業發展新動能堅持創新驅動發展，依托重大基建和技改工程，重點在低碳技術、燃機國產化、綜合智慧能源等領域加大力度，多出成果。充分發揮集團專家咨詢委員會作用加大科技獎勵力度。扎實推進數字化轉型全面提升管理效能。加強數字化基礎設施建設，健全完善數字化管理、技術和運營體系，繼續抓好數字電廠、智慧供熱建設，促進管理水平提升。