理顺价格机制才能消解煤电困境

　　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。