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”。