煤电问路：甘肃煤电镜鉴

业内人士曾总结了这样一条有趣的规律：“北纬38度线以北，越往北，煤电越被动。”如果我们把目光投向胡焕庸线与北纬38度线交叉覆盖的地区就会发现，内蒙古、甘肃、宁夏、新疆、青海五省区有着共同的特点——分布着大型可再生能源外送基地、电价承受能力弱，且市场化程度较低。

然而，位于三大高原腹地的“雍凉之地”——甘肃正在凭借着河西走廊独有的风光资源优势，努力书写着打破能源“不可能三角”的“神话”。

在大部分时间段里，矛盾最为集中的清洁性与经济性似乎已经找到了各自的归属——过去10年间，新能源已经成为甘肃省内第一大电源，装机容量位居全国第五，并由此形成了从设备生产到运行维护的新能源全产业链。自2015年推行煤电机组无基数电量直接交易，以及外送电量全部市场化以来，煤电直接交易电量电价平均降幅最大幅度达0.1元/千瓦时，外送电上网电价保持在0.17-0.31元/千瓦时水平；新能源送出电价维持0.09-0.26元/千瓦时区间浮动。

尽管数据喜人，但煤电企业的“遭遇”也是真切且迫切的：“省内煤电机组的利用小时数看起来确实不低，但是19家统调公用电厂中只有4家能维持生存。甘肃的新能源走在前面，电厂倒闭也走在前面。现在机组转着，总还能赚点人气吧。”

在现实感受面前，煤电的脆弱与往昔的地位已形成了剧烈反差，而理性的认知却不断告诫，清洁化、市场化已经成为现阶段以及未来我国能源系统发展的必然。在电源侧低碳化战略调整，以及负荷侧随着经济转轨形成的特性转变，促使煤电以“转定位”、“去产能”来回应和配合时代的要求。然而，作为“安全稳定供应”这一电力系统中最大“红利”的主要提供者，进退维谷的煤电是否还有闪转腾挪的余地？

时下，从产能过剩的结局走向市场化的开篇，“让所有煤电都活下来”的假设已成为时代的“伪命题”。但煤电的合理存续与健康发展，不仅涉及行业利益，也关乎电力产业全链条的协调与稳定。当生存现状与系统定位出现背离，怎样才能让“活下来的煤电活得好”？

对于已经“倒下”的甘肃连城电厂，业内已经就电价、电量、煤价三方面因素“盖棺定论”，后续引发的关于容量市场、煤电联营的讨论，是否能成为扭转被动局面的“两全之策”更有待时间的检验。在甘肃连城电厂破产清算数月后，记者再赴甘肃，试图从甘肃煤电的镜像中，探寻我国能源突破“不可能三角”的可能性。

镜鉴之一 利用小时全国第9，倒闭数量全国第1

狭长地貌的甘肃，坐拥“世界风库”的天然优势，也有着煤炭资源相对匮乏的劣势。而恰恰在以电力和高载能产业作为经济支柱的中西部地区，通过加大省间外送带来的增量，弥补逐渐被新能源“挤占”的省内电量空间，已成为眼下19家公用煤电厂共举的“自救”出路。

对于典型外送型电网的甘肃而言，随着近几年特高压跨区输电通道建设的不断提速，可利用的外送通道已达7条。自2017年以来，除省（区、市）政府及职能部门间签订政府间电力长期合作协议或售电框架协议以外，通过北京电力交易中心组织的外送电交易，甘肃电力外送市场已达19个省（区、市）。

在外送能力不断强化下，2018年，甘肃省通过跨省跨区外送的电量实现同比增长60.17%，19家统调公用火电企业平均发电小时数同比增长23.07%。2019年预计外送电量将突破450亿千瓦时，其中煤电电量占比近7成，省内与外送煤电电量之和可达到500亿千瓦时。

“通过加大外送，今年甘肃19家公用电厂中有至少7家利用小时数达到4000小时以上，但是只有兰州以西的3个电厂能够实现盈利，这些电厂离新疆很近，有煤价优势，度电毛利率最高可以达到0.1元/千瓦时，其他的电厂每度电最多就赚个两三分钱。但即便是只比燃料成本多1分我们也愿意送，宁愿用电量摊薄成本。”煤电企业负责人告诉记者。

甘肃煤电的被动局面，有着与其他地区相近的共性因素。

据了解，目前甘肃电煤年需求量保持在7000万吨上下，主要由靖远、窑街、华亭三大煤矿供应，供应不足部分通过相邻的新疆及宁夏补足。而近几年自宁夏陆续开展煤化工以来，煤炭的外送量明显下降，同时随着新疆的用电负荷逐年攀升，甘肃煤炭的保有量自此出现紧张。自2016年起，电煤价格平均涨幅超过100元/吨；煤电企业入炉综合煤价平均单价长期保持在600元/吨高位徘徊。

“其实这是很矛盾的，甘肃的电厂需要通过外送获得更多的利用小时数，但是对煤炭的需求又推高了煤价；自市场化改革以来，供大于求的市场环境造成了煤电平均交易电价的大幅跳水。正常来说，度电1毛以上的毛利润才能实现盈亏平衡，3分钱的边际利润最多只能包住财务费用。任何一个企业的生存都要保证现金流，但是现在持续走高的煤价无法通过电价疏导，这是煤电企业普遍亏损的共性；而全国其他地区多多少少还有些计划电量，甘肃基本都是市场电量，尽管利用小时高，但是利润率却很低，所以送的越多亏的越多，这也是甘肃煤电的特殊性。”相关人士介绍。

显然，在市场化改革的当下，资源禀赋和成本优势已成为“适者生存”法则下关乎存亡的决定性因素，而走低电价与高企煤价并没有留给甘肃煤电企业太多的回旋余地。据公开资料显示，2018年甘肃19家公用电厂整体亏损176亿元，当年亏损25亿元，其中4家煤电企业资产负债率高于200%，8家煤电企业亏损超过10亿元。在多次“输血”无效后，部分煤电企业只能无奈选择破产清算或挂牌转让的“下策”。

与此同时，国家的产业政策和能源规划布局调整，也并没有使幸运的天平向难以为继的甘肃煤电倾斜。随着国家“北煤南运”大通道——原蒙华铁路的投产，能源输送大通道将在24小时内将中西部能源“金三角”的煤炭运抵华中地区，与“海进江”煤炭形成市场竞争，进一步平抑湖南、湖北、江西地区的煤炭价格市场波动，增加华中地区的煤炭保供能力。

显然，随着铁路运力的增强，使本就强势的买方更增加了拒绝“外来电”的筹码。对于迫切送电出省的甘肃来说，在以降低用户用能成本为导向的当下，外送煤电的红利是否可以击穿层层壁垒，则成为供需双方实现直接“见面”前急需面对的问题。但对于同样拿着“准生证”出生的煤电，脆弱的生态又是否都应归咎于燃料成本的上涨？

“煤电不仅要承受煤价的挤压，还要为新能源的发展出让空间。无论是发展清洁能源，还是更大范围内的资源流动，不能仅仅依靠几个省，几个企业来完成。现在无论是清洁能源消纳配额权重还是配套的绿证，对于新能源的消纳和外部成本的体现都没有实质性的推动作用。在目前供大于求的环境下，无论是煤电还是新能源，都在买方市场里依靠低价换电量，这样无疑会将煤电和新能源都逼上绝路，而如果煤电都趴下了，不仅新能源无法独善其身，保供热的机组也无法承担保民生的社会责任。”煤电企业相关负责人告诉记者。

毋庸置疑的是，无论在何种电源结构或供需关系中，“安全”是先于“清洁”和“经济”的首要命题。水电的汛枯期、风电大发期导致的夏季调峰存在缺口，冬季保供热与调峰矛盾形势严峻，不仅困扰着甘肃，也是摆在全国每一个可再生能源大省面前的难题。

据了解，目前甘肃火电机组中，热电联产机组的装机容量占比近半，受保证供热及电网安全约束的影响，省内火电机组全年开机方式基本固定，日前开机优化空间很小；在11月到次年3月供暖季，即使火电全开，也还存在容量不足的情况。

更为严峻的是，由于热电联产机组的供热效益不能通过市场化机制回收，只能通过电量交易获得利润来实现“以电养热”。目前甘肃90%以上的机组都要进入市场进行电量交易，而当热曲线与负荷曲线出现时间和空间上的差异，保证热曲线而损失电曲线，大量的热电机组无疑将面临电力市场的偏差考核，而如果从企业利益出发损失热曲线，社会责任又无从体现。

事实上，“以热定电”的弊端，已经随着可再生能源发展及市场化改革演绎出了更多的版本。一方面，在热、电未实现解耦前，供热机组在冬季供暖季即便以最小出力开机，对于新能源的消纳只能贡献降出力50%的普遍调峰义务；在目前部分地区实施的深度调峰市场中，由于调峰成本未得到有效疏导，导致电源侧胶着于内部成本分摊，进而挤占不具调峰能力电厂及新能源的利益。另一方面，在电源侧竞争替代日趋白热化的当下，大量煤电机组进行了热电联产改造，试图在“以热定电”和“保供热”的名义庇护下，争取更多的电量保障生存，然而，此举不仅挤占了其他电源合理的电量空间，同时对系统灵活性调节造成更大阻碍，进而形成再一次的恶性循环。

“现在很多地区的热费完全保证不了热电联产机组正常的生产成本，绝大部分热电联产机组都是亏损的。正由于热费的拖欠和热价的扭曲，促使热电联产机组依靠电的利润来补热的亏空，维持财务平衡。追根究底是非市场化的利益分配机制将热变为电的重要制约因素。”业内人士告诉记者，“我们不能以扭曲下一个市场来对抗上一个已经扭曲的市场。现在大量改供热机组的出现将会导致系统调节能力的缺口越来越大，而其背后恰恰体现了在'既要'与'又要'政策下，保民生与清洁性的失衡。”

在前人总结的历史规律中，社会的演进和变革注定要由竞争和新旧主体的替代来完成。当优先发电能力远大于省内用电空间，煤电一次次退而求其次的“自我救赎”却在现实中往往沦为“饮鸩止渴”。眼下，站在命运十字路口的不仅仅是19家公用燃煤电厂。

以目前甘肃省内的消纳和外送能力来看，若要完成国家可再生能源最低保障收购年利用小时数，意味着所有燃煤电厂集体“趴下”。而从整个西北区域来看，新能源最小出力99.99%的极端情况可达到整体装机的5%，系统的调峰缺口和安全稳定运行的诉求决定了煤电无法被摒弃的现实。

在电力平衡的“硬约束”和清洁能源“大基地”的发展命题下，甘肃煤电所面临的系统风险迷局不单单是依靠“外送”可以解答的。