由于电煤价格企稳，需求增长好于预期，2019年并不是近年来煤电企业经营情况最坏的一年，但却是煤电系统性风险集中显现的一年。部分地区的火电因为连年巨亏、资不抵债，电厂长期靠母公司“输血”维持经营，在近年来国资需持续降低负债率的要求下，集团为了避免“失血过多”，这一年来陆续推进电厂破产清算，“排队甩卖”煤电资产。
大多濒临破产的煤电厂都位于“胡焕雍线”以西地区，其共同点是清洁能源富集、对低电价诉求最为强烈、电煤量价供应优势不再，这些地区的煤电可谓“同病相怜”。
临近年底，整个行业等来了一份惊喜。国务院国资委发布《中央企业煤电资源区域整合试点方案》，自2019年开始，用3年左右的时间开展中央企业重点区域煤电资源整合试点工作，力争到2021年末，试点区域产能结构明显优化，煤电协同持续增强，运营效率稳步提高，煤电产能压降四分之一至三分之一，平均设备利用小时明显上升，整体减亏超过50%，资产负债率明显下降。
业内人士感叹，这或许是当下帮助煤电脱困，处理债务最高效的方式。也有人直言，历经十多年探索的省级电力市场将接受严峻的考验。还有人感叹，在生存还是毁灭面前，市场还是计划变成了次要矛盾。同时有人提出，在全国多地出现供需趋紧的背景下，进一步压降产能或对保障供应不利。
回看煤电近年的跌宕起伏，未来笔落何处值得更多探讨。
多重挤压形成亏损“大山”
“部分地方政府与企业难以抑制投资冲动，早期煤电对当地经济发展带来的贡献很显著。”一位长期研究煤电的业内人士指出。据了解，即便是在经济较为发达的东部地区，因地市资源禀赋不同，一家煤电厂给地方财政贡献40%税收收入的情况并不鲜见。
2002年进行的“厂网分开，竞价上网”改革对煤电的大发展起到了显著的促进作用。由于培育了新的投资主体，原五大发电集团十余年间如“五虎下山”抢占市场，新建大量煤机。到了2018年，相关统计显示，煤电占电源的总装机比例达到85.34%。其中，2003年到2008年的这六年以煤电为主的规模扩张尤为突出，基本解决了中国缺电的问题。
旺盛的市场需求、企业规模化发展路径和政府的支持共同构筑了煤电作为国家能源供给的底盘，但高速扩张也带来了后续煤-电矛盾、资产负债率高企、巨额亏损等问题。
后来，随着环保的约束条件日益拉紧，发展大规模清洁能源的号角又在西北、西南等风、光资源富集地吹响。在环保压力和财政补贴的正向激励下，清洁能源同样“大干快上”。当弃风、弃光问题日益紧迫时，煤电的市场空间也难以避免地变得越来越小。
一位业内人士曾直言，政府缺乏严谨科学的电力规划，依靠投资拉动经济，以及发电企业集体非理性圈地竞争是造成部分地区多年装机持续过剩的主要原因。
2012年、2013年，随着经济增速开始放缓，电力富余的苗头在西北和东北首先显现。在西部的重庆，时任某领导在市政协的一次演讲中说，中国现在14亿千瓦装机，而明明只需要8亿千瓦，多余的6亿千瓦装机需要3万亿的资本，过剩产能都摊在电费里。西北、西南、东部地区纷纷发出降电价的强烈诉求。
这种诉求很快体现在本轮电改当中。根据国家能源局发布的历年全国电力价格情况监管报告，2018年电网企业平均销售电价较2015年下降超过8.5%。而电力价格的下降一方面来自输配电价监审，另一方面就是煤电企业通过市场竞争“挤出”的红利。
一位价格机制资深研究者评价，市场竞争结果为电力投资提供价格信号，能够缓解过剩，同时促进电力企业调整发展模式。
管制时代留下的过度投资直接传递给市场竞争的同时，煤电的上游产业——煤炭又产生了新的变量。2015年开始，几乎与电力体制改革同步推进的还有煤炭去产能，部分传统煤炭大省从煤炭净输出地变成了净进口地。落后的产能得到“出清”，但先进产能的释放却并不如预期中那么顺利。可见的结果是，供需关系几乎在瞬间发生逆转，电煤价格迅速攀升。
这种压力很快传导到了煤电身上。在贵州凝冻灾害时电煤供应的紧急情况时隔十年再次出现——部分电厂要对电煤“围追堵截”才能有煤发电。高位企稳的电煤价格对于处在改革当中的煤电企业来说可谓雪上加霜。
单一电能量市场：出路还是阵痛?
煤电在本轮电力市场化改革中是首当其冲的。2015、2016年间，有省区的市场交易电价相对当年煤电标杆上网电价平均降幅最高达到标杆电价的50%，红利迅速地通过直接交易传导给了最先入市的工业大用户。
但在部分情况下，由于规则设计、政府直接干预等多重原因，发电企业卖电的价格并不能够反映市场主体的真实意愿和博弈结果。
中电联编写的《中国电力工业现状与展望(2019)》提到，地方政府行政干预电力市场运行问题较为普遍。一些地方存在“定量、定价、定对象”等“三指定”的做法，即政府引导降价幅度、对交易总量进行比例限制、扣减基数电量等非市场化方式干预交易，要求当地用电大客户必须和当地发电企业开展市场交易等等。
部分地区直接交易的执行在2018、2019年遇到了瓶颈。据悉，某地方相关主管部门为了让月度交易能够继续，甚至用年度合同的执行作为筹码，督促发电企业参与。还有部分地区规则设计不甚合理，超发电量按远低于市场均价的价格结算，导致电厂在市场中只要报价超过该价格就更划算，间接造成机组主动压低价格。
不过，随着市场的发展，部分煤电获得了新的收入方式，包括参与深度调峰市场、与储能联合调频等，而两者截至目前也还是一种“零和游戏”。
eo曾报道过，东北是“三北”地区推动解决调峰问题的先行者。华能丹东电厂在进行热电解耦改造后，机组突破了原有供热始末期机组最小出力23万千瓦时方能满足供热需求的瓶颈，曾在供热的20天里获得了600万元调峰奖励。2018年4月，甘肃深度调峰辅助服务市场启动。截至2019年5月，深调市场促进省内新能源消纳超过4亿千瓦时，奖励资金超过1亿元。部分完成灵活性改造的机组的确获得了较高程度的补偿，但代价是其他机组付出的。
中电联专职副理事长王志轩此前接受媒体采访时指出，目前的政策是以行政手段规定所有火电企业共同承担调峰责任，改造后的火电厂所获得的调峰收益来自其他不具有调峰能力的电厂。换言之，调峰市场的游戏规则是一种“零和博弈”，收益并非来自系统的效益提升，而是来自行政式的“奖与罚”。
另一个为火电“创收”的市场——调频辅助服务市场也同样面临相似的情况。火电为了在调频市场中“抢食”，纷纷加装电化学储能，提升提供辅助服务的能力。而这同样是一个空间有限的市场，当越来越多的人拥有能力时，每人能分得的回报就变小了，这种压力甚至还从火电企业身上传导给了电池储能企业。相关媒体报道，电池储能企业与火电联合调频项目在2018年间就开启了超低价竞争，两者分成从“五五开”变成“三七开”。
一位长期从事电力市场研究的业内人士指出，当前无论是直接交易、现货市场还是辅助服务市场，本质上是单一电能量市场，而单一电能量市场竞争设计依据的是边际定价思路，机组固定投资成本难以通过它来完成回收。本轮市场化改革开始时，仍有许多机组投建不久，尚未收回固定成本，除此之外，还存在一定程度的过剩装机，把这些都“压”在电能量市场身上显然是“不可承受之重”。
美国在上世纪90年代从管制走向市场竞争的过程中，同样面临如何覆盖发电机组搁浅成本的问题。英国剑桥大学能源政策研究所副所长、剑桥大学贾吉商学院商业经济学教授Michael Pollitt在2019年中接受eo采访中提到，在美国市场开启时，政府允许电厂向用户征收搁浅成本，如果市场价格下降，用户未必能立刻享受到全部红利，有一部分要返还给电厂，直到电厂的搁浅成本回收完毕为止。
而美国大部分电厂都是私营公司，中国大部分则是国有企业，地方政府面对的另一边是在经济下行压力中“嗷嗷待哺”的大用户，让他们立刻享受到实实在在的改革红利比补偿搁浅成本更为迫切。Pollitt建议，可以考虑一个折中的办法，区分进入市场还没来得及收回固定成本的机组和已经完成大部分固定成本回收的旧机组，给前者设置一定的补偿机制。
遗憾的是，在本轮改革前半段并没有付诸实践。
整合VS.市场，谁来“救市”?
《中央企业煤电资源区域整合试点方案》(下称《方案》)的发布，瞬间引发了电力行业的热烈讨论。有人视其为“救市”方案，也有人担忧电力的未来。
按照《方案》，试点首先落在甘肃、陕西(不含国家能源集团)、新疆、青海、宁夏等5个煤电产能过剩，煤电企业连续亏损的区域。原则上根据5家央企发电集团所在省级区域煤电装机规模、经营效益确定牵头单位，在此基础上，综合考虑地区电价、过剩产能消纳、煤电联营，各企业区域战略发展规划等因素，确定中国华能牵头甘肃，中国大唐牵头陕西，中国华电牵头新疆，国家电投牵头青海，国家能源集团牵头宁夏。
一位多年从事煤电行业的人士说，放任煤电亏损是万万不能的，大部分煤电企业是国有企业，大批煤电的倒闭将导致无法实现国有资产保值增值的基本要求，也是社会财富的损失。煤电资源按区域整合或许是集中处理债务，为发电集团及时止损最快的办法。
更多的人第一反应是，电力市场将受到严峻考验。从5号文到9号文，历经区域市场折戟沉沙，终于探索出的省级市场模式会因为资源整合，出现单个集团煤电装机份额过高而导致市场集中度过高，进而使市场出现近乎单一卖家的情况。
初步测算显示，在《方案》中提到的西北5个试点省区，整合后单一集团所属煤电装机规模占全省发电装机比例并没有预想中那么“严峻”。而且，在目前已经开展电力现货试点的地区，同类型电源装机集中在同一集团旗下的情况也较为常见。
多位业内人士推测，本次试点可能先在煤电生存困难的西北、西南、东北区域展开，同时，江西、湖南、河南等中部省份煤电也可能陆续跟进。这些地区要么是新能源富集地的电力送出省区，要么是近期电力供需趋紧的地方，从经济发展基础、电价水平及能源品种等角度看，建设省级市场，特别是电力现货市场的条件并不是最佳的。
一位业内人士直言，当市场主体大都处在生死边缘时，生存还是毁灭比市场与计划之争更加紧迫。也有人提醒，《方案》或将对当前的市场化改革产生一定影响。
有资深业内人士感叹道，当年“救济”煤炭行业的方法用到了煤电领域。
轰轰烈烈的煤炭去产能之后，国家相关主管部门先后出台一系列“稳价”措施，包括由大型集团牵头签订年度长期购售协议等等，从2016年电煤价格飙升开始，历经近两年才重新恢复到2019年的平稳水平。
据eo了解，去产能期间形成的新的价格信号对行业带来的影响或许比想象中要深远。煤炭行业普遍达成共识，过去那样拼得“你死我活”的生产是自我毁灭，短缺才是对行业最好的保护。
电力规划设计总院党委书记、院长，国家电力规划研究中心副主任杜忠明近日撰文指出，根据电规总院的测算，虽然未来全国用电增速会逐渐回落，但未来用电增长仍有较大潜力，预计2035年用电量达到12.2万亿千瓦时，人均用电量达到8500千瓦时。
他指出，目前电力安全保障体系的建设仍有短板和不足，未来需要研究在电力能源转型时，如何既能支撑新能源大规模的消纳、并网，同时还能保证电力系统的安全稳定运行。预计2035年新能源装机将达到12亿千瓦左右。
资源整合的方式尽管可以压降产能、整体减亏，新能源富集地的煤电市场空间持续承压，负荷中心环保约束趋紧是客观环境，如果没有更为合适的价格机制，未来或将再无新增煤电投资。而目前看来，煤电在电力系统中的作用难以完全被替代掉。
因此，探索建设容量市场的想法在业内颇为“流行”，而市场机制的设计、容量电价的疏导等细节问题或是未来年份里亟待讨论的问题。有业内人士提醒，设计容量市场不应以保证某种电源的生存作为根本目标，而是在综合考虑经济性和环境等约束条件下，为系统提供充裕备用资源的机制建设。
大发展时代落幕，是相信行业整合还是坚持市场机制?可以说，煤电继2002年“厂网分开，竞价上网”后再次走到了历史的十字路口。
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