這不僅關系到煤炭、電力兩個上下游行業發展的可持續性及煤電在現代能源體系中如何被賦予新的定位，也關系到我國能源革命的成敗、能源消費的民生幸福。因此，如何破解我國煤電困局，在市場競爭中求生存、謀發展，越來越成為業內外人士普遍思考、苦苦探索的一個重大而又急迫的問題。個人認為，只有綜合施策，久久為功，才能贏得未來。
認清形勢 找準定位
清潔低碳是未來能源的發展方向，能源清潔轉型是國際化的大趨勢。近年來，歐盟正著力進入“可再生能源時代”。如德國頒布可再生能源法，棄煤、棄核，全力發展風光電，并推行全電氣化戰略。即使是提出“振興煤炭工業”、廢除奧巴馬《清潔電力計劃》、退出《巴黎協定》的美國又如何呢?實際出乎意料。2000~2017年，美國能源消費結構中的煤炭消費由24.6%下降14.3%;2019年4月，可再生能源裝機、發電量雙雙超越煤電，并宣布進入“能源新時代”，強調“創新”與“化石能源利用”，內容是穩油、增氣、減煤、穩核、大力發展可再生能源。
2018年，我國青海省成功實現“綠電9日”———全清潔能源連續供電;一線城市已基本關停煤電機組，實現“氣化”。今后我國將繼續加快綠色發展步伐，形成水、核、風、光、氣、氫能、生物質等并舉的“清潔大家族”，清潔裝機占比會大幅提升，意味著煤電生存空間將持續縮減。同時，為根本解決“三棄”問題，需要通過煤電升級改造、建設調峰電源、發展儲能技術、加強需求側管理等，提高電網調節能力。當然，由于我國富煤缺油少氣、電源結構現狀及煤電的經濟穩定特性，未來煤電仍有一定的發展空間，并在一個較長時期內不可或缺。
對此，我們必須清醒認識，科學預判，把“構建清潔低碳、安全高效的能源體系”作為歷史使命與責任擔當。我國煤電的戰略定位，將逐步由“主體電源、基礎地位、支撐作用”轉向“基荷電源與調節電源并重”，為全額消納清潔能源調峰、保障電力安全供應兜底;清潔可再生能源將成為電量供應主體;分布式能源、微電網、多能互補等將成為重要的新型供能方式。
以退為進 主動減量
2007年以來，煤電積極“上大壓小”1億千瓦，“十三五”又淘汰落后產能0.2億千瓦，停緩建1.5億千瓦，共計2.7億千瓦。但煤電仍然存在存量巨大、占比過高、設備閑置、經營困難等問題。為此，要采取以下措施：— ——深化供給側改革，主動減去“無效供給”。一方面要繼續落實“十三五”國家和地方政府有關化解煤電過剩產能、淘汰落后產能的政策，對不合要求的30萬千瓦以下煤電機組實施“強制關停”;另一方面，發電行業要抓住機遇，利用關停補償政策，對一些超齡服役、扭虧無望、能耗環保安全不達標、又無力投入改造的老小機組，或者未予核準、證照不全的違規煤電機組，因地制宜實施“主動關停”，以提高設備利用效率，促進新能源的消納與火電行業的整裝，并實現電力市場由過剩到平衡的轉變。
———遵循市場規律，慎“鋪新攤子”，實現電力市場供需的再平衡。“十三五”期間，國家禁止京津冀、長三角、珠三角及紅橙色預警省域新建煤電，全國停緩建煤電1.5億千瓦。目前，千萬不能因為“十三五”用電量實際增長好于預期，煤電利用小時略有回升，又盲目上新項目。對目前我國4200左右的煤電利用小時，不能簡單對標美國認為是合理的、現實的。中美國情不同、發展階段不同、體制機制不同，美國是發達國家，依靠油氣，市場機制，電價科學。我國通過推進供給側改革，努力恢復到4800~5500小時，這既符合國情、符合歷史、符合實際，同時有利于減少設備閑置、投資浪費，有利于煤電企業降低能耗、扭虧增盈、可持續發展，有利于保障煤電的經濟性，以支撐我國較低的電價水平。
升級改造，激活存量
面對分布在全國各地的超過10億千瓦的巨量煤電機組，到底應該怎么辦?一句話，根據不同的營商環境，在淘汰關停的基礎上，區別對待，通過不同的升級改造(超低排放改造、節能改造、靈活性改造等)，優化技術經濟指標，實現“兩低一高”的(低排放、低能耗、高效率)能源供給水平，增強“冷熱電氣水”多能聯供的綜合能源服務能力，增強調頻、調峰、調壓等輔助服務能力，增強電力市場的競爭能力。
事實上，2017年7月，16部委《關于推進供給側結構性改革，防范化解煤電產能過剩風險的意見》(1404號文)就對煤機升級改造進行了系統的部署，要求在“十三五”期間，實現以下目標：超低排放改造4.2億千瓦;節能改造3.4億千瓦;靈活性改造2.2億千瓦。目前，已經取得顯著成效。截至2018年底，已完成超低排放改造8.1億千瓦，占全國煤機比重的80%。“三北”地區完成煤電靈活性改造超過4000萬千瓦，其中2380萬(約60%)在東北。東北有償調峰輔助服務費用27.8億元，平均價格0.525元，高于當地燃煤標桿電價。實踐證明，靈活性改造技術成熟，每千瓦改造費用120~400元，參與調峰服務好于儲能、氣電、抽水蓄能，是煤電的現實選項之一，也有利于新能源的消納。因此，煤電企業要突破單一發電業務的束縛與風險，以戰略高度進入熱電聯產、配電售電、儲能節能、調頻調峰、冷熱電氣水供應等領域，實現熱力源網一體、發配售一體、多能聯供與輔助服務并舉，培育新的效益增長點。
峰值管理 嚴控增量
制定電力規劃、謀劃未來發展，要與時俱進，改變過去電力短缺時期的慣性思維和發展通病，根據經濟新常態特點以及電力供需的變化，實現變革與創新。
引入峰值管理，防止出現大規劃。回顧“十三五”電力規劃，其中最大的一個亮點，是提出了煤電裝機到2020年控制在“11億千瓦內、占比降至55%”的目標，并有一系列保障措施。如果沒有這個“天花板”，盲目發展，到2020年煤電絕不是11億千瓦，而是12.5億千瓦，甚至更多，煤電的日子會更加“窘迫”。據預測，2030年能源需求主要依靠清潔能源，煤電13億千瓦將達到峰值;2050年煤電裝機將降到6億千瓦，建成現代能源體系。因此，國家編制未來電力中長期規劃時，要強化煤電峰值管理，既要考慮保供，又要應對產能過剩，考慮電力市場平衡。
摒棄規模擴張，發展要有新概念。今后，發電企業面對市場競爭、優勝劣汰，首先要改變過去“規模思維”和“投資饑渴癥”的任性發展方式，依托規劃，市場導向，價值思維，用戶為王，實現高質量發展;其次，要聚焦電力主業，鞏固煤電一體、熱電聯產、產融結合、路港配套等傳統優勢;第三，要抓住電力市場化改革、能源生態重塑、產業跨界融合機遇，推進戰略轉型、結構調整、優化布局，著力“綠”色發展、向“下”延伸、對“外”拓展、介入“新”業態，并系統優化發展格局，實現縱向“源—網—荷—儲—用”，橫向多能互補、產業協同、區域平衡。
市場競爭 政策配套
令人欣慰的是，在電力行業內部，越來越達成以下“四大共識”：清潔低碳是未來能源的發展方向，能源清潔轉型是國際化的大趨勢;隨著經濟減速、結構優化以及技術進步、節能減排，未來能源(電力)消費增速減緩是必然的趨勢;電力產能普遍過剩是發電行業的風險源，也是改善營商環境的重中之重;隨著新電改的推進和發用電計劃的大幅放開，全面競價時代很快就要到來。
煤電作為傳統化石能源，全面參與市場競爭責無旁貸，“優勝劣汰”也是市場化電改推進的必然結果。但由于市場過剩、煤電矛盾、安全環保、能源轉型、政策空檔等多重因素沖擊，煤電出現了整體虧損，一些嚴重區域引發“破產潮”。今后如何增強競爭力，保障煤電“適者生存”，必須引起高度重視。一方面，煤電企業要繼續內強管理，外拓市場，科技進步，資本運作，圍繞“三電四煤”，優化指標，降本增效，目前已在實踐中摸索出許多成功的經驗與做法;另一方面，需要國家有關部門及地方政府根據煤電新的戰略定位，針對市場化改革過渡期，調整、完善舊的政策，出臺新的有效政策。
例如：保留環保電價并執行到位，探索兩部制電價，長遠形成市場定價機制;允許虧損省區重啟煤電聯動政策，加大減稅降費力度，減少地方對煤電市場交易定向限制和價格干預;簽訂電煤中長期合同，實行“基礎價+浮動價”定價機制;鼓勵煤電聯營、能源企業跨行業重組，構建煤電產業鏈、供應鏈;繼續推進供給側改革，嚴控煤電發展，淘汰落后產能;鼓勵煤電參與調峰、備用、調壓，建立輔助服務交易運行機制;關停企業繼續執行電量補償政策，開展發電權交易，探索建立容量市場;各省區出臺“以水補火”“煤電互保”等差異化政策等等。
(作者系中國華電集團有限公司副總法律顧問)
