一、煤電參與電力市場的現(xiàn)狀
2015年3月，《中共中央 國務(wù)院關(guān)于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發(fā)〔2015〕9號）出臺，新一輪的電力改革啟動以“管住中間、放開兩頭”為總體思路，以“三放開、一獨立、三強化”為重點任務(wù)。電力體制改革在波折中前進，在改革方向明確的前提下逐步取得階段性進展，但仍落后于既定目標(biāo)。
電力體制改革進展迅速，各地區(qū)交易市場建成后，市場化交易呈現(xiàn)多種方式。目前全國已形成2個區(qū)域級交易中心和33個省級電力交易機構(gòu)，全國在電力交易機構(gòu)注冊的售電公司超過4000家，8個電力現(xiàn)貨市場建設(shè)試點全部啟動模擬試運行?，F(xiàn)行電力“市場化交易”以雙邊協(xié)商、集中競價和掛牌交易為主要方式，引入了“偏差電量”考核機制，對范圍外的合同電量和實際電量進行考核。其中，年度交易主要采用雙邊協(xié)商方式（場外雙邊合同的價格由買賣雙方協(xié)商確定），月度交易主要采用集中競價（統(tǒng)一出清和撮合成交兩種方式）和掛牌交易方式（交易價格由掛牌價格確定）。除省內(nèi)“直接交易”外，還有跨省跨區(qū)交易、合同電量轉(zhuǎn)讓交易等。此外，部分省（區(qū)）組織開展了發(fā)電權(quán)轉(zhuǎn)讓交易，由可再生能源或能耗較低機組通過市場化方式替代燃煤發(fā)電。
全國市場交易電量規(guī)模不斷擴大，交易電價讓利明顯。隨著電改不斷深入，市場化交易電量不斷增多，由2015年市場交易電量占全社會用電量比重的14.3%到2019年上漲為30.1%，2019年全國各電力交易中心組織開展的各類交易電量合計為28344億千瓦時（省內(nèi)中長期交易電量占比81%，省間交易電量占比19%）。各類型機組都選擇以低于標(biāo)桿上網(wǎng)電價的價格爭奪市場份額，2016年全國每度電平均下降6.4分（折合到全電量約下降1.216分），2017年盡管電煤價格較2016年上漲一倍多，導(dǎo)致度電燃料成本上升，但年度市場電力交易價格仍平均降低5分/千瓦時，降低企業(yè)用電成本680億元。同時各地市場化交易的電力價格，較政府核定的標(biāo)桿上網(wǎng)電價有不同程度的下降，山西、吉林、遼寧、云南等省電價下浮明顯。中國電力企業(yè)聯(lián)合會的數(shù)據(jù)顯示，目前約50%的燃煤發(fā)電上網(wǎng)電量電價已通過市場交易形成，2018年度全國煤電參與市場化交易部分電量的電價，較燃煤標(biāo)桿電價的平均下浮率為11.24%。
但電力市場總體發(fā)育不足，市場化進程落后于既定目標(biāo)。電力市場化改革取得了積極成效，但“短期和即時交易通過調(diào)度和交易機構(gòu)實現(xiàn)”還未有效實現(xiàn)，競爭性電力市場建設(shè)尚處于探索階段。國家能源局提出了“2018年實現(xiàn)工業(yè)用電量100%放開，2020年實現(xiàn)商業(yè)用電量的全部放開”的電力市場化目標(biāo)，當(dāng)前的市場化交易比重30.1%，遠遠達不到工業(yè)用電量100%放開的目標(biāo)。8個現(xiàn)貨市場試點僅展開試運行，現(xiàn)貨市場建設(shè)仍有很多需要摸索和改進的地方。
市場化價格機制變動將推進電力市場化進程。國務(wù)院常務(wù)會議決定，從2020年1月1日起，取消煤電價格聯(lián)動機制，將標(biāo)桿上網(wǎng)電價機制改為“基準價+上下浮動”的市場化機制。在過渡期，基準價按當(dāng)?shù)噩F(xiàn)行燃煤發(fā)電標(biāo)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%，國家發(fā)展改革委根據(jù)市場發(fā)展適時對基準價和浮動幅度范圍進行調(diào)整，價格改革體現(xiàn)了市場化改革的迫切性和堅定性?！盎鶞蕛r+上下浮動”機制是由市場機制形成的，不是政府調(diào)價行為，是市場主體間自愿交易后的價格，有利于促進煤電上下游產(chǎn)業(yè)及其市場的協(xié)同發(fā)展，能夠真實有效反映電力生產(chǎn)成本與電力需求彈性。電價讓利范圍將由大用戶擴展至中小型用戶，為尚未進入市場的50%的燃煤發(fā)電上網(wǎng)電量進入市場創(chuàng)造了有利條件，將提升電力市場化交易程度。
二、煤電困境與電力市場改革
煤電作為試水電力市場化改革的“排頭兵”，在多重因素（低碳轉(zhuǎn)型、環(huán)保加碼、煤價高企、產(chǎn)能過剩、為新能源讓路等）的聯(lián)合施壓下，已經(jīng)步入了行業(yè)轉(zhuǎn)型的深水期?！笆濉逼陂g煤電政策收緊，但煤電增長規(guī)模依然很高（2016～2019年間新建1.36億千瓦裝機），隨著煤電企業(yè)虧損加劇，“行政推動為主、市場發(fā)力不足”的煤電供給側(cè)結(jié)構(gòu)性改革效果日漸乏力。并且，此次煤電規(guī)劃建設(shè)預(yù)警“全面飄綠”，很容易讓煤電建設(shè)熱潮重新上演、加劇產(chǎn)能過剩，讓之前的努力付諸東流。
煤電從電量主體角色轉(zhuǎn)變?yōu)殡娏﹄娏坎⒅夭⒆罱K向系統(tǒng)服務(wù)的轉(zhuǎn)型趨勢正逐步成為共識。在此轉(zhuǎn)型升級過程中，煤電行業(yè)陣痛直接表現(xiàn)為企業(yè)盈利狀況惡化、大面積虧損甚至出現(xiàn)破產(chǎn)清算風(fēng)潮。近年來，煤價長時間高位運行、產(chǎn)能過剩和市場競爭導(dǎo)致的煤電機組利用小時數(shù)下滑以及“降電價”政策壓力，使得部分煤電企業(yè)發(fā)電成本與上網(wǎng)電價倒掛情況嚴重。2017年，五大發(fā)電集團火電板塊虧損近132億元。2018年火電企業(yè)虧損面接近50%，發(fā)電集團的資產(chǎn)負債率處于78%的高位水平，巨額的財務(wù)費用侵蝕了當(dāng)期利潤。2020年2月18日，國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)《關(guān)于推進電力交易機構(gòu)獨立規(guī)范運行的實施意見》，在交易機構(gòu)獨立運行的要求上直接給出了量化的股比和工作時間表。這是一個重要信號，標(biāo)志著電力市場化改革從“過渡期”邁入“實戰(zhàn)期”，不再局限于試點地區(qū)的“小打小鬧”，而是要切實推動市場機制、完善落實。產(chǎn)能過剩的煤電行業(yè)遭遇市場化改革的“真槍實彈”，是否仍有承壓空間？尚未做好轉(zhuǎn)型工作的煤電企業(yè)能否立足改革進程對長期投資作出正確判斷？
當(dāng)前電力市場化改革環(huán)境下，煤電行業(yè)已不再“旱澇保收”，而是呈現(xiàn)出收益和虧損兩極分化的局面。過去煤電機組享有計劃電量，在推進發(fā)用電計劃改革后，計劃電量被削減（中發(fā)9號文規(guī)定，根據(jù)市場發(fā)育程度，直接交易的電量和容量不再納入發(fā)用電計劃），甚至此后的新煤電機組原則上不給發(fā)電計劃，加之煤電產(chǎn)能過剩和為新能源讓路，很多機組尤其是老舊低效機組難以獲得收益保障小時數(shù)，機組利用率大幅下滑。現(xiàn)貨市場開啟后，由于新能源機組加入競價序列，拉低按照邊際出清原則確定的電力交易價格，這就對高煤耗機組形成擠出效應(yīng)，從而真正實現(xiàn)“清潔機組替代污染機組、高效機組替代低效機組”的節(jié)能調(diào)度。但我國現(xiàn)貨市場尚未運行，價格引導(dǎo)信號缺失，無法形成正向激勵。正常情況下，在電力市場競爭中無法獲得預(yù)期收益，落后企業(yè)勢必要被淘汰，從而讓出發(fā)電空間。但實際情況是這些企業(yè)借助母公司的“輸血”維持生存，也就是形成了事實的“僵尸企業(yè)”，繼續(xù)擠占寶貴的發(fā)電空間、擾亂市場競爭秩序。這無疑是違背經(jīng)濟運行規(guī)律的，會拖累電力市場化改革進程。
輔助服務(wù)市場也是電力市場化改革的重要部分。無法在現(xiàn)貨市場中出清來獲得發(fā)電份額的煤電機組，可以轉(zhuǎn)而提供輔助服務(wù)獲取收益。但我國輔助服務(wù)市場機制不健全，政策推進的煤電靈活性改造工作進展緩慢，難以完成既定的“十三五”期間2.2億千瓦改造目標(biāo)?，F(xiàn)行輔助服務(wù)市場采用的多是補償分攤機制，但是定價機制不合理，補償分攤機制造成輔助服務(wù)的補償標(biāo)準難以準確反映輔助服務(wù)的稀缺價值，且在缺乏現(xiàn)貨市場調(diào)整的情況下，輔助服務(wù)引發(fā)的變化電量無法準確定價，會進一步扭曲輔助服務(wù)的價格。因此，輔助服務(wù)市場需先將不同時期并網(wǎng)成本的分擔(dān)機制理清，明確各發(fā)電主體的市場“權(quán)利”與“義務(wù)”，按照機組所提供的服務(wù)類型、貢獻程度來確定各區(qū)間定價標(biāo)準。
三、電力市場改革下的煤電轉(zhuǎn)型出路
（一）實時電價機制切實降低發(fā)電成本，積累改革紅利的物質(zhì)基礎(chǔ)
多年來“三公”調(diào)度規(guī)則的實行，使得機組在調(diào)度過程中無法體現(xiàn)運行效率差異?；A(chǔ)發(fā)電小時數(shù)保障，使得運行效率低、排放水平高的發(fā)電機組仍可獲得可觀的收入。電力市場改革下，將通過現(xiàn)貨市場發(fā)現(xiàn)電力價格，發(fā)電商將以發(fā)電機組短期運營成本為基礎(chǔ)價格進行競標(biāo)，然后系統(tǒng)將根據(jù)機組的報價成本調(diào)度發(fā)電機組，優(yōu)先調(diào)用邊際成本低的機組。按照邊際出清原則，可再生能源機組加入競價序列后，由于其運營成本低，優(yōu)先被調(diào)度。落后機組的運營成本較高，一般情況下都是最后被調(diào)度，這對擠出高煤耗機組具有促進作用，可見現(xiàn)貨市場設(shè)計得當(dāng)，能夠引導(dǎo)機組實現(xiàn)“清潔機組替代污染機組、高效機組替代低效機組”的經(jīng)濟調(diào)度，實時電價將成為經(jīng)濟有效地促進高比例可再生能源并網(wǎng)、降低棄電率并同時實現(xiàn)系統(tǒng)供電成本和電價降低的有效手段之一。同時實時電價反映出電能商品在時間上的差價，將電能的生產(chǎn)成本及市場批發(fā)的價格信號傳遞給終端消費者，也能夠引導(dǎo)消費者在高峰時段少用電、在低谷時段多用電。經(jīng)濟調(diào)度下或?qū)⑦M一步打開省間固化的價格壁壘，進一步優(yōu)化電流空間流動，實時價格上升時電量自然由過剩區(qū)域流向緊缺區(qū)域，能夠緩解區(qū)域間資源與需求的不匹配問題。實時電價真實反映出電力商品在時間和空間上的供需關(guān)系，引導(dǎo)發(fā)用電資源響應(yīng)市場波動，提升電力系統(tǒng)調(diào)峰能力、緩解阻塞，使得資源配置更為有效，可以釋放有效投資信號，抑制不合理的新建煤電機組需求，同時挖掘出負荷需求響應(yīng)的系統(tǒng)價值。
因此，煤電企業(yè)需要從全局角度正確判斷改革方向。在能源革命的轉(zhuǎn)型過程中，美麗中國的發(fā)展要求必然是市場化與清潔化。煤電企業(yè)應(yīng)預(yù)判到新增電量空間將主要由清潔能源來滿足，少建、不建煤電是及時止損的長久之計。更要立足自身優(yōu)勢，將各類煤電機組合理定位，把握電源結(jié)構(gòu)優(yōu)化調(diào)整的戰(zhàn)略機遇期，完成技術(shù)改造來釋放更多靈活性資源，在未來電力市場中謀求存量煤電機組的發(fā)展空間。
（二）靈活的輔助服務(wù)產(chǎn)品引導(dǎo)部分煤電機組科學(xué)調(diào)整定位
目前煤電在我國能源體系中依然占據(jù)重要地位，現(xiàn)有的電力系統(tǒng)也是一個以煤電為主要電源結(jié)構(gòu)、靈活性較差的系統(tǒng)，但中長期還是需要依靠可再生能源的規(guī)?；l(fā)展來實現(xiàn)能源生產(chǎn)和消費革命。近年來隨著我國可再生能源發(fā)電比例的不斷升高，電力系統(tǒng)的靈活性要求也將隨之提高。由于可再生能源出力是波動的，當(dāng)它進入系統(tǒng)之后，系統(tǒng)出力的上下變化變得頻繁且更加重要。隨著可再生能源的大規(guī)模并網(wǎng)，電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)手段不足的問題越來越突出，原有的輔助服務(wù)計劃補償模式和力度已不能滿足電網(wǎng)運行需求。這就需要加快電力現(xiàn)貨市場建設(shè)，同時也需要承擔(dān)基荷的煤電機組從市場機制、盈利模式、技術(shù)理念到機組運行進行全方位的深刻調(diào)整。我國現(xiàn)有的輔助服務(wù)產(chǎn)品主要是調(diào)峰，但在電力現(xiàn)貨市場建立之后，調(diào)峰輔助服務(wù)可以逐漸退出市場，轉(zhuǎn)而替代的是更高效的靈活性輔助服務(wù)產(chǎn)品，如靈活性爬坡產(chǎn)品等可以在短時間內(nèi)快速提供上下調(diào)節(jié)能力的產(chǎn)品。這就需要一部分煤電機組調(diào)整自身功能，從基荷供應(yīng)到為系統(tǒng)靈活性提供保障。國家從2018年開始加快淘汰30萬千瓦及以下的落后煤電機組，所以未來存量的30萬～60萬千瓦亞臨界機組應(yīng)該科學(xué)合理地發(fā)揮靈活性輔助服務(wù)作用，實現(xiàn)由電量型機組向電力型機組轉(zhuǎn)變；而運行年限較長的20萬千瓦及以下常規(guī)純凝機組，符合能效、環(huán)保標(biāo)準的應(yīng)逐步向備用和輔助服務(wù)機組轉(zhuǎn)型，不符合能效環(huán)保標(biāo)準的則應(yīng)逐步退出市場。除了降低煤電機組最小技術(shù)出力的深度調(diào)峰相關(guān)技術(shù)研究外，發(fā)電企業(yè)還應(yīng)增強負荷爬坡速率、縮短煤電啟停時間、增加AGC調(diào)頻系統(tǒng)性能等相關(guān)技術(shù)研究，提高煤電機組為系統(tǒng)靈活性服務(wù)的能力，從而適應(yīng)未來大規(guī)模可再生能源發(fā)展以及電力現(xiàn)貨市場建立后的輔助服務(wù)市場。
（三）長期容量機制釋放中長期價格信號，引導(dǎo)投資轉(zhuǎn)型
低碳轉(zhuǎn)型背景下，未來需要新建可信發(fā)電容量和靈活資源（包括儲能裝置）確保提供充裕備用的同時應(yīng)對低碳清潔電源間歇特性。容量市場的實施主要是因為世界各國的經(jīng)驗表明，單一電量市場往往無法激勵充足的發(fā)電投資來確保資源充裕性，特別是在當(dāng)市場最高限價被壓低的情況下。簡而言之，如果電量市場稀缺價格上限太低，并且需求響應(yīng)不能時刻滿足可靠性標(biāo)準，那么就有必要建立容量市場，以確保發(fā)電商能夠收回固定成本。從中長期完全市場化的角度看，僅按照現(xiàn)貨市場的競價規(guī)則來獲取發(fā)電收益無法彌補備用機組的全部成本。中國的特殊國情，和世界各國電力市場機制建設(shè)的經(jīng)驗均決定了在中國引入容量機制的必要性。發(fā)電主體按照各自功能從現(xiàn)貨市場和容量市場獲取相應(yīng)收益，在監(jiān)管機制下發(fā)揮“市場力量”的作用，真正還原電力的商品屬性且兼顧電力“實時平衡”的商品特性。
我國電源結(jié)構(gòu)多元，要充分考慮存量電源成本差異、增量電源結(jié)構(gòu)調(diào)整需要等因素，來設(shè)計容量激勵機制，彌補所需容量因成本高、收益不確定等因素導(dǎo)致的市場競爭不足。美國能夠快速調(diào)節(jié)的燃氣機組較多，加之其負荷峰谷差較小，容量市場調(diào)峰壓力較小，而我國的電力結(jié)構(gòu)以煤電為主，短時間快速啟停的能力有限，同時我國近年來大力發(fā)展可再生電力，因此有必要深入研究設(shè)計符合我國實際需要的容量市場機制。近年來，關(guān)于可再生能源的政策討論中經(jīng)常被詬病的一點就是中國缺乏美國、歐洲電力系統(tǒng)充足的靈活性特別是氣電資源。這固然有資源和技術(shù)層面的問題，但是問題的實質(zhì)實際上是體制機制問題。試問，如果有合理的機制保證靈活性資源在市場中有合理回報，何愁市場不會投資這些資源呢？
應(yīng)辯證動態(tài)看待煤電定位的調(diào)整和其系統(tǒng)價值。對于現(xiàn)有煤電容量，應(yīng)充分利用，通過政策逐步建立完善容量市場，引導(dǎo)煤電積極參與調(diào)峰等輔助服務(wù)，加強對新能源消納的支撐。需要指出的是，容量機制不是存量過剩或低效煤電機組的“虧損補償”機制，而是對滿足電力資源充裕度所必需資源的公平且有效的經(jīng)濟激勵機制。同時，在轉(zhuǎn)型過程中應(yīng)審視火電利用小時數(shù)這一重要評價指標(biāo)在新形勢下的適用度，考慮煤電定位的調(diào)整變化，建立包含發(fā)電量、輔助服務(wù)、容量供給等服務(wù)在內(nèi)的煤電角色評估機制。
對于我國電力市場而言，盡管現(xiàn)階段容量市場并未被納入電力市場建設(shè)重點，但建立容量機制仍有其必要性。由于負荷預(yù)測具有不可測性，長期來看極端情況下高電價的出現(xiàn)是必然事件（如德國近年來圣誕節(jié)期間出現(xiàn)的極高電價）。短期來看，以戰(zhàn)略備用為代表的目標(biāo)容量機制適用于中國電力市場，這是由于我國目前電力供大于求，存在大量老舊機組，戰(zhàn)略備用容量機制可以作為老舊機組退出電量市場的合理路徑；長期來看，全市場容量機制更適應(yīng)于我國較為復(fù)雜的電力市場，較之于行政管控，以市場為主可以更好推動容量市場的平穩(wěn)有序發(fā)展，幫助形成健全合理的電力市場。同時，我國各省間電力供需情況差異較大，電力市場設(shè)計不可一概而論，應(yīng)根據(jù)各省的不同情況，確定容量市場建設(shè)方向。
原文首發(fā)于《電力決策與輿情參考》第10、11期
