在此背景下，大唐国际、北京国电电力、京能电力、华能集团华北分公司等11家燃煤发电企业曾在1个月前联名向北京市城市管理委员会上书，请求重新签订北京地区电力直接交易2021年10—12月的年度长协合同。截至记者发稿，能否重签合同尚无定论。

 

在这份名为《关于重新签约北京地区电力直接交易2021年10-12月年度长协合同的请示》（以下简称“《请示》文件”）的函件中，11家企业联名指出，京津唐电网燃煤电厂成本已超过盈亏平衡点，与基准电价严重倒挂，燃煤电厂亏损面达到100％，煤炭库存普遍偏低，煤量煤质无法保障，发电能力受阻，严重影响电力交易的正常开展和电力稳定供应，企业经营状况极度困难，部分企业已出现了资金链断裂。

 

据记者了解，京津唐地区只是全国煤电行业“经营危机”的一个缩影。

 

 

“2008年左右也出现过电煤持续涨价的情况，但当时京津唐地区煤电机组的利用小时数还是比较高的，虽然那时候煤价也比较高，但持续时间短，至少卖电赚回来的电费还足够买煤，有时候还能剩点。但这次不一样，入不敷出，如果再不调整，可能整个煤电行业要崩溃了。”华北电网电力调度处原处长梁明亮说，按照当前秦皇岛港5500大卡燃煤价格约885元/吨计算，折算到7000大卡标煤，价格为1126元/吨；2020年全国平均供电煤耗为307克/千瓦时，依此测算，仅燃料成本就达到0.3456元/千瓦时。“现在的基准电价在0.35—0.36元/千瓦时左右。这还没考虑电煤运输到电厂的费用，肯定是发一度赔一度。”

 

某煤电企业相关负责人告诉记者，在去年底签约时，煤价水平只有600多元/吨。“低的时候甚至是300—400元/吨。谁能想到现在几乎是在翻倍涨价。”

 

煤价随行就市、水涨船高，电价却被牢牢锁死。《请示》文件显示，北京地区电力直接交易价格平均降幅已达到0.06—0.11元/千瓦时，京津唐燃煤电厂在煤价突涨且持续高位运行等市场发生严重异常的情况下，已无力完成2020年12月签约的北京地区2021年10—12月电力直接交易和2021年3月签约的北京地区2021年10—12月电力直接交易。

 

中国电力企业联合会规划发展部副主任、燃料分会副秘书长叶春指出，今年上半年，中国沿海电煤采购价格指数（CECI）曹妃甸指数5500大卡现货成交价已超过1000元/吨。事实上，2016年实施煤炭供给侧结构性改革以来，煤炭供需形势扭转，电煤价格一路攀升，而煤电企业经营形势则日渐严峻，中电联多次通过各种渠道上报国家相关部委反映经营困难。“在政策性降电价、燃料价格上涨、电力市场交易规模扩大等多重因素影响下，煤电企业生存空间一压再压。”

 

 

“无力完成”就可以重签合同吗？在长沙理工大学教授叶泽看来，重签合同的诉求不合“规”却合“理”。“市场交易合同是严肃的经济合同，受法律保护，不能因为一方利益受损或者亏损就更改合同。如果这样，市场经济根本无法正常运转。但煤电企业的确严重亏损，而且燃料成本的上涨确实也不应该完全由发电企业承担。”

 

中国社科院财经战略研究院副研究员冯永晟指出，现行的电力市场建设并不完善。“我国长协的特殊之处在于一口价锁死，国外的长协一般会有价格调整公式，提前约定好哪些成本可以传导到电价中去，按什么方式传导。以我国目前的情况，更应该关注市场本身在价格传导顺畅性、风险管理完善程度等方面存在的问题。”

 

叶泽进一步指出，自2020年1月1日起，我国全面取消煤电价格联动机制，实行多年的“标杆上网电价机制”改为“基准价+上下浮动”的市场化机制。其中，基准价按各地此前燃煤发电标杆上网电价确定，浮动范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，具体电价由发电企业、售电公司、电力用户等通过协商或竞价确定。“这个机制顺畅运转的前提是煤价保持相对稳定，一旦煤价大幅波动，新机制的不合理性就会充分暴露出来。比如今年的煤价大幅上涨，即使按10%的上浮比率确定交易价格，也不能传导煤价成本的上涨。因此，新机制在设计上有明显的漏洞。”

 

梁明亮也坦言，此前由于煤炭产能充裕，煤电矛盾尚有“周期”可言，“但这次就是长期缺煤，煤炭企业‘咬’着高价，电厂基本是国有企业，不能停机，再贵也得买。”

 

 

“若煤电厂全面、长期亏损，企业就面临破产的风险。”梁明亮直言，为避免亏损乃至破产，煤电企业必然会设法少发电或者停机，“最直接的影响便是缺电”。

 

事实也的确如此，叶春指出：“以2020年11月为例，我国浙江、湖南的用电量增速分别为8.8%和9.1%，而火电发电量增速仅为5.1%和2.4%，供需明显错配。2021年以来，部分省市未进入迎峰度夏期就频繁出现拉闸限电现象，电力供应紧缺信号凸显。”

 

不仅如此，冯永晟强调，煤电行业的生存窘境如果无法破解，也必将影响可再生能源的发展，进而影响碳达峰、碳中和目标的实现。“煤电是支撑新能源继续快速发展的主力资源，也是支持储能发展的战略资源。如果煤电因全面、长期亏损而过快、过度地退出，新能源又很难保障电力系统的稳定运行，最终将严重制约新能源发展目标的达成。河还没过，就不要先拆桥。不但不要拆，还要把桥架到对岸。”

 

叶泽认为，当前煤电企业的生存发展不取决于市场，仍取决于政策。“主管部门要基于市场经济规则，为煤电企业生存发展优化完善现行政策及市场体系和交易机制。当前的电力系统是离不开煤电的，主管部门不能对煤电行业的经营困难不管不顾。”

 

继2008—2011年间煤电企业大面积亏损后，2017年至今煤电行业再陷泥潭。不同的是，一向“富裕”的京津唐地区煤电出现“发一度电、赔一毛钱”的情形还是首次。一个不可否认的事实是，煤电是当前及未来一段时期内我国电力系统的“压舱石”，实现碳达峰、碳中和目标离不开煤电企业的保驾护航。由此观之，煤电厂当下普遍存在的长期巨亏问题，相关主管部门绝不能置之不理。

 

在碳中和的背景下，谈到“高碳”的煤电，自然绕不开能源低碳转型的话题。近年来，我国能源结构大幅优化，成就斐然：非化石能源消费比重从2015年的12.1%提高到2019年的15.3%，提前一年完成“十三五”规划目标；“十三五”以来，非化石能源发电量增量占到全社会用电量增量的52.3%，已成为名副其实的主力军；碳中和目标提出后，我国非化石能源发展更加势不可挡——截至7月底，全国发电装机容量22.7亿千瓦，其中非化石能源装机容量已达10.3亿千瓦，同比大增18.0%，且在未来相当长一段时期内仍将保持强劲的增长势头。

 

与非化石能源规模飙涨相对应的，是煤电装机占比的逐年下降，目前已降至50%以下。但能源转型不是简单的数学题，而是一个盘根错节、千头万绪的系统性课题。煤电比重的降低，绝不意味着煤电地位的下降。从某种程度上说，随着非化石能源装机的突飞猛进，煤电在当前电力系统中愈发不可或缺。

 

但值得注意的是，近年来，煤电行业面临重重困难，内有燃料价格大幅上涨、利用小时巨幅下降、综合电价随市场交易持续下滑的压力，外有降碳催生的巨大环保压力。煤电行业如何定位和发展，已不只是煤电行业从业者自身需要关注的话题，更是关乎碳达峰、碳中和目标能否如期实现的重大难题。

 

煤电在我国电力装机中比重最大，碳排放量也占据“大头”，深度参与能源转型是势在必行的事。但煤电不仅是被改革的对象，更是改革的重要参与者。

 

一方面，保障国家能源安全的现实需求决定了煤电行业必须“活下去”。我国的能源资源禀赋特点是“缺油少气铀不多，有水富煤多风光”，特别是在目前原油对外依存度超70%、天然气对外依存度超40%的背景下，煤炭是目前保证我国能源安全的不二选择，这也意味着煤电的关键地位短期内不可能动摇。

 

另一方面，可再生能源大规模并网也需要煤电行业“活得好”。“风光”具有间歇性、波动性的天性，如何安全、稳定并网是当前建设新型电力系统最大的问题。在其他调峰资源远未成熟的当下，如果没有煤电机组平抑海量新能源接入电网后产生的剧烈波动，可再生能源的充分消纳和电网的稳定输配电将是天方夜谭，“构建以新能源为主体的新型电力系统”的目标，恐怕也将变成一句空话。

 

当前煤电企业之所以普遍面临“经营危机”，表面看是源于“煤电顶牛”这一老问题——煤企大赚、电企大亏，但问题的本质出在电价机制没有理顺。电厂买煤卖电，是典型的“中间商”，本可以将成本顺利地疏导出去，但当前的电价形成机制，阻碍了成本的疏导，进而一次又一次地让煤电企业陷入集体亏损的困局。

 

“惟改革者进，惟创新者强，惟改革创新者胜。”理顺价格机制才是消解煤电困境的关键所在。任由煤电这个城门不断“失火”，最终殃及的“池鱼”将是降碳大计。