新华财经北京9月19日电（记者梁晓云）7月份大唐发电旗下两火电厂资不抵债遭破产清算；8月份新疆华电昌吉热电二期公司两台12.5万千瓦的热电联产机组部分资产登陆北京产权交易所，两台本该有30年服役寿命的煤电机组不得不在运行仅10年之后就沦为搁浅资产……随着环境约束日益加大、为新能源让路成为“常态”、电力市场化改革加快、电煤价格高位运行，煤电企业的生存与发展难题日渐突出。
虽然能源向清洁、低碳转型是大势所趋，但当前及今后相当长一段时间，我国电力系统仍离不开煤电，煤电定位从基础电源向“调峰电源、兜底电源”转变，煤电仍将是整个电力系统的重要支撑。在此背景下，一方面亟待国家层面出手完善政策，改善煤电企业生存状况；另一方面煤电企业需顺应能源变革趋势，打破沿袭多年的商业模式，转变思维，调整优化商业模式，以赢得生存与发展的空间。
煤电资产搁浅风险与日俱增
中电联发布的《2018-2019年度全国电力供需形势分析预测报告》显示，2018年全国火电企业亏损面仍近50%。在当前的竞争环境和外部环境下，若机组出现提前退役、闲置或转为负债，其剩余寿命期的资产价值便属于搁浅资产。近年来电力市场化改革加速，火电为新能源让路，部分火电已经从轮停变为“无电可发”，煤电企业利润空间缩小，资产搁浅导致电厂亏本运行，银行不愿意借钱周转，有些企业“扛”不住只能破产清算，国有资产蒙受损失的同时，财政税收也减少，同时产生大量待业人员。
华北电力大学经济管理学院教授袁家海预计，在当前亏损严重和低利用率的背景下，2020年煤电机组搁浅资产将达4000亿元。若采取积极的供给侧改革措施，2030年把煤电机组规模控制在11亿千瓦，随着服役时间拉长，2030年搁浅价值将缩减至400亿元。反之，随着“十三五”期间停缓建机组陆续投产，同时继续新建煤电，2030年煤电装机规模达到12亿千瓦，届时搁浅资产仍将超1000亿元。如果任由装机规模超13亿千瓦，搁浅资产价值仍会超4000亿元。
袁家海认为，考虑用电需求的弹性变化，2030年不同情景下的搁浅资产差值或将高于预期。若继续新增煤电装机，2030年搁浅资产的差距将进一步拉大。就目前的煤电供需形势来说，“建不如不建，多建不如少建”。
一些火电企业也表示，仍在服役期间，符合相关政策且运营良好的机组，企业主动将其闲置或提前退役实属无奈之举。搁浅资产太多，导致火电企业陷入生存窘境。
根据主管部门对火电的调控目标，2020年煤电装机规模要控制在11亿千瓦以内。中电联的数据显示，截至今年6月底，全国6000千瓦及以上的煤电装机已经达到10.2亿千瓦。因此“十三五”期间，煤电装机的新增空间仅剩余0.8亿千瓦。而“十三五”期间全国停建和缓建的煤电产能就达到1.5亿千瓦，要控制在11亿千瓦以内，新增装机势必要挤出一定的现役机组。目前，新增燃煤机组多为容量大、耗能低的优质机组，地方电厂小型机组更容易在竞争中被淘汰。
煤价高位运行、新能源发电量挤压，煤电生存日艰
上半年，全国煤炭供需总体平衡，但中电联上半年全国电力供需形势分析预测报告显示，受煤矿安全事故、安全生产督查、公路超限超载运输治理等因素影响，局部地区部分时段电煤供应偏紧，电煤价格总体高位波动。2月份以来，CECI沿海指数各期综合价均超过《关于印发平抑煤炭市场价格异常波动的备忘录的通知》（发改运行〔2016〕2808号）规定的绿色区间上限，国内煤电企业燃料成本居高不下。煤电燃料成本占总成本的70%左右，煤价高位波动吞噬煤电企业盈利空间。
随着能源结构日益向低碳转型，清洁能源装机及发电量大幅增加，电源的替代竞争将继续挤压煤电生存空间，造成煤电机组利用率不高。青海2018年火电利用小时数仅3313小时，较2015年下降46.4%，部分机组实际利用小时数甚至不足设计值5500小时的一半，近期更是出现10台机组9台长时间停运的极端情况。设备闲置，而维修费用、人力成本需照常支出，电厂经营压力加大。同样地，水电大省云南、四川在水电多发季节，也存在煤电大面积停运的情况。
2017年6月，国家发改委、能源局等主管部门发文明确，按照“9号文”要求，2015年3月15日文件颁布实施后核准的煤电机组，原则上不再安排发电计划，投产后一律纳入市场交易和由市场形成价格。近期国家发改委再度发文要求，经营性发用电计划全部放开，将产生新的市场模式，形成新的市场规则，稳定的回报预期被打破。在电力供大于求的情况下，电价下降将使煤电企业境遇“雪上加霜”。
煤电求生路在何方？
虽然电力清洁化、低碳化是大势所趋，但在当前及今后相当长一段时期内，我国电力系统仍然离不开煤电，煤电仍将承担基础性、兜底性、调峰调频电源的作用。煤电作为整个电力系统的重要支撑，关键时刻能顶上去，这是其他类型电源很难做到的，也是煤电之于电力系统无法替代的、巨大的存在意义。
事实上，青海“绿电15日”期间，为确保电力系统的安全、稳定运行，青海北部电网依旧有煤电机组作为重要支撑电源在运行。也就是说，即使是在清洁能源电力装机占比已超过87%的青海，清洁能源仍不具备长时间独立满足省内电力供应的能力。因此要高度重视煤电企业经营困顿与发展迷茫的现象，多措并举引导煤电企业走出困境。
业内人士建议，在煤电“去产能”时代，积极引导落后煤电产能有序退出，最大程度避免高额资产搁浅风险，运行已满20年的小容量、高耗能机组，还本付息和折旧已经结束，只剩所有者收益未完全回报，此类机组退出可为存留的优质机组腾出空间。对于已经搁浅、并非落后产能的资产，建议完善辅助服务市场机制，由行政指定的成本补偿型的辅助服务机制，转向市场化的价值型补偿机制。为增加系统灵活性，可对现役煤电机组进行灵活性改造，提高电网顶峰发电能力，同时对服役年限较长、所在地区又有供热需求的热电联产机组实施背压式改造。
对于电煤价格偏高的问题，中电联建议，加强电煤中长期合同监管确保履约，完善价格条款，明确年度长协定价机制，严禁以月度长协、外购长协等捆绑年度长协变相涨价；保持进口煤政策连续性，引导市场合理预期，控制电煤价格在合理区间，缓解煤电企业经营困境。适度增加对火电企业的信贷支持力度，确保落实存量接续，避免火电企业亏损面持续扩大，形成破产清算潮。
转变思维煤电企业当自救
就煤电企业自身而言，随着现代能源体系及电力市场体系重构，煤电企业沿袭多年的商业模式正面临着被颠覆、被淘汰，亟待转变思维，及时调整优化商业模式，以争得生存与发展的空间。
一方面，煤电企业可综合考虑机组容量、生产成本、安全生产管控能力、环保数据、人才结构、为周边提供供能服务等因素，因地制宜，调整优化自身的商业模式，使得内外部活动的投入和关联均具备顺应市场规律的经营逻辑，快速抢占市场，各业务链创造价值并获取最大利润，同时打造核心竞争力以获得持续性的发展。
另一方面，煤电企业应紧贴电力市场，在提高生产安全性、设备可靠性的基础上，加快完成超低排放改造，主动开展调峰、快速响应灵活性改造，提高机组经济性。积极开展燃料品种适应性改造，实现终端能源供应经济高效、安全可靠的本质要求。稳妥进行电厂侧储能改造，服务清洁电力发展。
此外，传统的煤电企业要加速向综合能源供应商转变，按照“统筹规划、分类布置、挖掘资源、高效利用、多能融合、协同供应”的思路，以用户需求为导向，开展供热、供冷、供气和供水改造，梯级开发利用资源，提高一次能源转换效率。以微电网开发为突破口，依托电力供应系统、售电公司，结合智能控制、大数据等先进技术，为用户提供高质量的需求侧管理、能效诊断、合同能源管理、能源托管等增值服务。
