全文5749字，阅读大约需要8分钟未经许可严禁以任何形式转载南方能源观察欢迎投稿，投稿邮箱：eomagazine@126.comeo记者 刘斌编辑 黄燕华审核 冯洁随着电力供应形势局部阶段性偏紧，煤电的价值正在被加快重新评估。
2022年12月15日，云南省发展改革委公布《云南省燃煤发电市场化改革实施方案（试行）》，提出建立燃煤发电调节容量市场，鼓励风电和光伏发电企业自行向煤电企业购买系统调节服务。
近年来，由于电煤价格高涨，新能源装机增长迅速，云南省内煤电企业处境艰难。
国家能源局云南监管办组织开展的2021年度电力行业经营情况分析显示，2021年云南火电行业同比减亏，但无煤炭资源优势的火电企业经营状况依然不佳。
为了缓解煤电企业经营压力，保障电力稳定供应，云南成为全国首个建设煤电调节容量市场的省份。
“双碳”目标下，能源绿色低碳转型的基调已经定下，要在保障能源安全稳定供应的前提下，实现新能源对传统能源的逐步替代。
在能源转型过程中，叠加安全供应风险，重估煤电价值更加迫切。
煤电不堪重负自2021年以来，受电煤价格上涨的影响，发电集团煤电板块出现大面积亏损。
根据中电联测算，2021年，五大发电集团煤电板块亏损1427亿元，累计亏损面达到80%左右，导致整体资产负债率同比提高2.2个百分点。
2022年1—9月，全国煤电企业电煤采购成本同比额外增加2600亿元左右。
为保障能源电力供应，随后国家发展改革委对煤炭销售价格设定合理区间，同时对发电侧煤电交易价格按基准价从上浮10%、下降15%，扩大为上下浮动均不超过20%。
煤电企业的电煤成本压力得以部分疏导，经营压力有所缓解。
2022年11月，多家发电上市公司公布三季度报告，其中部分火电企业实现盈利。
国电电力、大唐发电的归母净利润分别达到50.15亿元、7.64亿元，两家上市公司均将盈利的重要原因归为结算电价上涨，缓解了燃料成本上涨的压力。
动力煤价格仍然居高不下，普遍高于煤电企业的承受能力。
最新数据显示，2022年12月，环渤海动力煤价格指数仍处于734元/吨的高位。
中电联在报告《适应新型电力系统的电价机制研究》中指出，现行的煤电基准价于2019年确定，对应秦皇岛港5500大卡下水煤价格535元/吨。
2022年以来，电煤价格持续在800元/吨以上。
2022年1—9月，发电集团到厂电煤价格（折合5500大卡）约865元/吨，度电成本约0.48元/千瓦时，全国煤电机组前三季度亏损总额接近950亿元，影响发电企业的生存和发展。
在自然资源保护协会（NRDC）和厦门大学中国能源政策研究院主办的“‘双碳’目标下电力低碳保供策略与政策研究系列研讨会”中，中国能源研究会理事、中国华电集团公司副总会计师陈宗法表示，由于国内煤价持续处于高位，再加上电价传导受限，煤电企业亏损严重，缺乏投融资功能，面临“生存难、改造难、发展难、保供难、转型难”。
电力市场也在改变煤电的盈利模式。
随着电力市场化改革不断推进，全国多个省份已经启动电力现货市场建设，现货市场只考虑电力电量平衡，在单一的电能量市场中，煤电机组的收入只能覆盖变动成本，无法回收固定投资成本。
有研究显示，截至2020年7月，除蒙西外，其余7个现货试点地区的日前市场出清价格均低于燃煤机组上网电价，与边际机组的运行成本相当。
随着新能源装机规模增加，新能源参与市场后，由于其边际成本较低，将进一步压低市场价格，煤电机组面临更大的生存压力。
当前全国电力供应总体趋紧，煤电的兜底保障作用凸显。
电规总院的电力平衡测算结果显示，“十四五”期间，全国电力供需形势总体趋紧，电力缺口逐年扩大，若不及时加强支撑能力建设，或将出现系统性硬缺电风险，主要集中在华北、华东、华中、南方等部分地区。
按照当前支撑电源建设进度，2023年，京津冀鲁、华东、华中、重庆和粤桂黔等地区电力缺口分别在1000万千瓦、400万千瓦、1000万千瓦、400万千瓦和200万千瓦以上，2025年进一步扩大到2500万千瓦、1700万千瓦、2500万千瓦、700万千瓦和1000万千瓦。
改变当前煤电亏损的境遇对于保障能源电力供应更加迫切。
陈宗法表示，2035年以前，煤电稳则行业稳，能源保供无大碍，但亟须解决煤电企业严重亏损问题，否则会影响能源安全保供、煤电清洁低碳转型以及新能源的高比例消纳。
煤电价值几何尽管不少煤电企业经营困难，但煤电机组的核准规模在2022年创下新高。
根据北京大学能源研究院的统计，2022年新核准的煤电装机容量达到6500万千瓦，是2021年核准规模的3倍。
为了保障电力供应，地方政府纷纷加快核准煤电项目。
据eo统计，截至2022年12月，江苏规划建设的煤电装机达到1000万千瓦，广东的煤电核准规模也达到1818万千瓦，山东计划到2025年建成投产1000万千瓦煤电机组。
由于煤电的高碳排放量，叠加连年亏损，发电集团并不看好煤电的发展前景，投资意愿也不强。
有发电集团人士对eo表示，地方政府主要是从保障能源安全的角度新建煤电，企业本身动力并不足，很多核准的煤电是扩建项目，“政府推动去建二期，企业也不好拒绝”。
煤电仍是电力系统稳定运行的重要保障。
有电力系统专家对eo表示，煤电不可能短时间全部退出市场，煤电仍将是重要的电源，但趋势是逐步退减。
保留煤电主要是平衡电力电量和保障电力安全的需要。
电力系统要确保一定比例的保障出力，通常把煤电、气电、核电、水电和储能计为保障电源。
当保障出力大于一年中的最大负荷时，就认为可靠性是可以满足的。
一方面，火电要为新能源让出电量；另一方面，火电还要在新能源出力不足时提供电力支撑，承担核心的平衡调节作用。
与此同时，常规煤电机组对系统惯量、频率、电压的支撑作用要比新能源机组强得多，因此还要承担保障系统安全的作用。
我国煤电机组平均服役年限只有15年，都是非常“年轻”的机组，到2060年还有相当一部分机组能使用，一部分可能要改为调相机，另一部分可能要作为应急电源。
煤电行业普遍认为，煤电目前仍是我国电力系统的主力电源，并将保持一定规模的容量，随着新能源装机规模不断增长，煤电的调节和容量价值需要尽快被重新认识和评估。
陈宗法也在上述研讨会中表示，煤电的定位已经发生改变，但政策、市场机制是滞后的，煤电机组的利用小时数下降以后，电能量、备用容量和清洁低碳的价值怎样通过市场机制兑现，需要加快探索。
中电联在报告《适应新型电力系统的电价机制研究》中指出，为了保证系统安全稳定和持续推进能源转型，系统对于电力的需求将从以电量价值为主向多维价值转变，电价的构成也应体现电力的多维价值。
电价的合理构成应包括六个部分，即电能量价格+容量价格+辅助服务费用+绿色环境价格+输配电价格+政府性基金和附加。
在电力供应趋紧的背景下，如何让煤电企业可持续稳定运营？建立容量补偿机制是其中一条重要的出路。
早在2019年，国家发展改革委就在《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》中提出，对于燃煤机组利用小时严重偏低的省份，可建立容量补偿机制，容量电价和电量电价通过市场化方式形成。
随后，云南、广东、山东等11个省份在各自出台的《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的实施方案》中提出研究建立容量补偿机制。
云南之所以成为全国首个建立容量调节市场的省份，在于云南作为水电大省，其煤电机组长期作为季节性调峰电源，利用小时数持续下降，已经严重影响到煤电企业的生存。
有云南煤电企业负责人对eo表示，“目前云南煤电企业仍处于苟延残喘、背负重任的状态”。
同时，云南正在大力发展铝材硅材产业，省内用电需求快速增长。
云南正在加快电源建设，除了已经开工建设的480万千瓦的煤电装机，云南还计划在3年内新增5000万千瓦的新能源装机。
除了新建电源，1500万千瓦的存量火电也是保障电力供应的关键，建立容量补偿机制有助于缓解煤电企业的经营压力。
云南省煤电利用小时数数据
