電力作為關系國計民生的基礎和先導產業，是保障經濟社會發展的動力之源。近年來，在大力踐行“雙碳”目標和加快構建新型能源體系背景下，我國能源綠色轉型加速推進，電力裝機規模穩居全球首位，電源結構持續優化，能源保障基礎不斷夯實，為經濟社會發展提供了強有力支撐，尤其是《能源法》正式出臺，為電力未來發展勾畫出新藍圖、迎來新紀元。與此同時，我國發電企業面臨著季節性需求變化大、供給制約因素多、風光棄電上升、大范圍余缺互濟能力不足、綠色低碳轉型任務艱巨等一系列挑戰，呈現出“舊疾”與“新癥”并存局面，如何統籌好能源電力安全保障和低碳轉型之間平衡，實現高質量發展和高水平安全良性互動是擺在其面前的一道重要課題。
煤電保供壓力不減。盡管近年來可再生能源發展迅速，但煤電仍是我國電力供應的主體，對能源安全保供的重要性依然突出。截至2024年6月底，我國煤電裝機容量11.7億千瓦，占總發電裝機容量的38.1%，發電量占比為61.9%。這表明盡管煤電裝機容量占比呈下降趨勢，但發電量仍占據主導地位，充分彰顯了煤電在電力系統安全供應中“穩定器”和“壓艙石”的作用。
中長期看，我國煤電保供責任依然十分重大：一方面雖然世界經濟增長乏力，局部性的地區性沖突和動蕩加劇，但我國經濟仍保持著一定增長態勢，能源消費需求存在剛性增長。然而我國以煤為主的能源資源稟賦短期內難以改變，再加上極端天氣頻發，能源供應區域性、時段性緊張問題時有發生，直接增加了煤電的保供壓力；另一方面，新能源間歇性、波動性特征明顯，其大規模高比例并網，對電網安全穩定運行帶來前所未有的挑戰，需要更多的煤電靈活性調節資源支撐保障新能源高水平消納。
“煤電頂牛”難題未解。“煤電頂牛”是我國煤炭與煤電行業長期存在的“老大難”問題，根本原因在于市場煤和計劃電矛盾難以調和，不僅影響了煤電企業的正常運營，也制約了整個電力市場的健康發展。“十四五”前兩年，煤價的高位運行對下游燃煤發電企業造成了非常大沖擊，虧損嚴重。這兩年煤電企業經營狀況略有好轉，但部分企業仍處于虧損狀態，其慘淡的經營業績與其在電力行業的地位和貢獻極不匹配。近年來，我國積極調整煤電政策導向，出臺了包括建立能漲能跌的電價機制、煤電容量電價以及增加煤炭產能、加大煤價管控等一系列煤電穩供保價政策，但煤電盈利的基石仍不牢固，只有從根本上理順煤與電之間的價格關系，才能真正破解“煤電頂牛”難題。
靈活性改造還需發力。煤電機組的靈活性改造是提升電力系統調節能力的重要舉措，是推動新能源大規模高比例發展的關鍵支撐。自2021年10月國家印發《全國煤電機組改造升級實施方案》以來，煤電機組靈活性改造工作已有三年，至今全國煤電機組累計完成靈活性改造3億千瓦以上，已提前超額完成“十四五”改造目標。但對照2027年“應改盡改”的任務要求，預計2024年到2027年仍需改造2億-4億千瓦。
客觀上講，改造條件優越的機組通常已優先完成改造任務，后續改造機組無論是在技術上還是經濟性上都面臨更大挑戰：一是當前煤電調峰調頻等輔助服務補償機制經濟性不足，再疊加煤電發電利用小時數下降、市場份額受到擠壓、煤炭價格高位波動，導致煤電實施靈活性改造無法得到足夠的經濟補償，影響了煤電企業的積極性；二是煤電機組在參與分級深度調峰過程中，長時間偏離設計值運行，導致供電煤耗上升，發電運營經濟性下降；三是靈活性改造涉及多方面的技術改造，如低負荷穩燃技術改造等，從改造后機組運行效果看，在快速變負荷和長期低負荷運行過程中，安全運行風險相對較高，需要進一步優化改造技術路徑，提高機組涉網性能。
低碳化改造充滿挑戰。我國現役煤電機組污染物排放績效已經達到世界先進水平，煤電機組的供電煤耗從2006年的370標準煤克/千瓦時降到2023年的303克標準煤/千瓦時，部分先進機組甚至降到250克標準煤/千瓦時以下，但高溫室氣體的排放問題一直未能有效解決。2024年6月《煤電低碳化改造建設行動方案（2024-2027年）》頒布，進一步明確“加大節能降碳工作力度，統籌推進存量煤電機組低碳化改造和新上煤電機組低碳化建設”，并提出了煤電機組耦合生物質發電、煤電機組摻燒綠氨發電以及碳捕集利用與封存三種改造方式。
但從當前看，無論是摻燒綠氨還是CCUS，大多數技術還處于示范驗證階段，尚未實現商業化、規模化運營，成本效益短期內缺乏競爭力。以煤電機組摻燒綠氨發電為例，目前綠氨的價格大概是煤價的8-10倍，常規60萬千瓦煤機摻燒20%的綠氨，度電成本將提高0.23元/千瓦時，不僅經濟成本高且摻燒綠氨能源轉化和利用效率低，如何實現“成本、技術、安全”三者的有機統一，是發電企業實施煤電低碳化改造面臨的重大挑戰。
新能源棄電勢頭抬升，消納利用率呈下降趨勢。在新能源裝機容量持續快速增長的同時，受電網建設滯后、調度機制不完善等多種因素制約，我國新能源“棄風棄光”呈反彈趨勢，整體風光利用率有所下滑，特別是在風光資源豐富的“三北”地區。根據全國新能源消納監測預警中心數據，今年8月，西藏、青海、新疆光伏利用率低于90%，分別為70%、86.9%、89.7%；風電項目全國平均利用率為96.5%，同比下降1.3個百分點。2024年5月，國務院關于印發《2024-2025年節能降碳行動方案》提出，在保證經濟性前提下，資源條件較好地區的新能源利用率可降低至90%。隨著新能源消納紅線的放寬，各地新能源接入空間進一步放大，預計未來一段時期新能源消納問題會更加突出。
新能源參與電力市場加速，結算電價呈下降趨勢。伴隨新能源發電占比的不斷提升和電力系統改革的持續推進，新能源參與市場化交易的進程也逐漸開始提速。2023年，全國新能源市場化交易體量接近7000億千瓦時，占全部新能源發電量的近一半，部分大型發電企業新能源參與市場的比例已超過50%。除扶貧等特殊類型項目外，存量的風電光伏項目并未享受特殊政策，與新增項目一樣仍需等比例參與市場化交易。從交易情況來看，目前絕大多數省份電力現貨結算電價均低于燃煤標桿電價，如甘肅省光伏綜合電價在0.2元/kWh左右，遠低于0.3078元/kWh的燃煤基準價；新疆風電、光伏分別在0.232、0.165元/kWh左右水平，尤其是光伏項目遠低于0.25元/kWh的燃煤基準價。電價大幅下降已經成為影響新能源穩定收益的最大風險，導致原有經濟性測算模型被徹底顛覆。
綠色氫氨醇技術路線和商業模式還處于探索階段。在新能源裝機規模持續大規模增長，但消納利用率下行趨勢凸顯的現實挑戰下，新能源開發將不可避免的要向負荷側進軍，未來氫能及其衍生出的綠醇、綠氨，將成為綠電消納的重要途徑。氫作為理想的二次能源，利用風電、光伏發電等可再生電力制備綠氫、綠色甲醇和綠氨具有廣闊的應用前景和市場潛力，但現階段市場機制尚不完善，技術路線和商業模式仍處于探索階段，與商業化運營相距甚遠。
據不完全統計，電力央企紛紛推進風光氫氨醇一體化項目，規劃的綠醇和綠氨總產能分別超過2000萬噸和800萬噸，但亮麗的產能規劃數據背后卻是項目開工率低、推進節奏慢，目前綠醇和綠氨兩類項目的開工率分別僅為約2.35%和25.9%。總體而言，我國氫氨醇等可持續燃料產業尚處于發展初期，技術路徑不成熟，商業模式不完善，投資經濟性差，正成為制約綠氫及其衍生產業規模化發展的關鍵所在。
新型儲能陷入“成長中的焦慮”。新型儲能被稱為構建新型電力系統不可或缺的關鍵一環。截至2024年9月底，全國已建成投運新型儲能5852萬千瓦/1.28億千瓦時，較2023年底增長80%，在新型儲能發展“火爆”背后也隱藏著難言之“痛”：一方面儲能電站“建而不用”現象突出。2023年電網側、用戶側、新能源強制配儲項目平均利用率指數分別為38%、65%、17%；另一方面新型儲能市場機制和B體育平臺 B體育網站價格機制仍不健全，成本疏導困難，一些地區已投產的儲能項目面臨出租難、租期短、租賃價格持續下行、實際調度次數遠不及預期等問題，現貨市場或輔助服務市場運營收益達不到可研設計值，導致大多數新型儲能項目經濟性偏低，只能“賠本賺吆喝”。此外，企業間無序競爭、產品同質化等問題日益嚴重，也影響了儲能項目的安全性和可靠性。
優惠電政策扭曲了定價機制。過去幾年，一些電力輸出大省為了招商引資，無差別的將非戰新產業納入優惠電享受范圍，這不僅降低政策的有效性，而且容易造成競爭的不公平。優惠電政策往往導致電價信號扭曲，打破了原有定價機制，引發定價機制失B體育平臺 B體育網站據，使得發電企業難以形成有效的市場策略。同時，優惠電政策也使得部分用戶過度依賴低價電力，缺乏提升技術水平的動力。
2021年8月，國家發改委發文嚴禁對電解鋁行業實施優惠電價；2022年，云南省發改委要求全面取消優惠電價；2024年，四川省電力交易政策取消戰略長協，一些高耗能企業的優惠電價被取消。短期來看，取消優惠電會降低產業基礎薄弱地區的投資吸引力。在電力成本增加的情況下，部分投資項目肯定會轉向綜合成本更低的地區，這對依賴外來投資的地區造成不小挑戰。但從長期來看，取消優惠電政策有助于市場主體的公平競爭，鼓勵企業參與電力現貨市場交易，促進新能源發電及儲能行業發展。
雙軌制影響發電企業電力交易策略。我國電力市場正處于由此前偏“計劃性”電量和電價形成機制向更加“市場化”形成機制轉變中，造成了目前“計劃電”和“市場電”同時存在、雙軌并行的特殊格局。在計劃和市場雙軌運行機制下，電力現貨市場建設相對緩慢，大部分地區依然僅通過中長期交易確定電價，沒有建立真正的市場化定價機制。而中長期交易通過“政府核定的燃煤基準價+上下浮動比例”形成的價格機制，本質依然為政府核定電價，是成本加成與煤電聯動的定價體系，市場價格發現功能仍然尚未完全實現。由于電力現貨市場發現的真實價格被掩蓋，目前許多省電力中長期交易依然沿用計劃模式，基本上都在“基準價+上浮20%”的價格上限成交，使得各發電集團內部電力交易價格等經營指標趨同，呈現出“默契”的穩定狀態。
內部交叉補貼問題明顯。發電企業內部不同業務板塊之間，特別是煤電與其他電源品種，經常出現“交叉補貼”的現象；還有更加普遍的發達地區用戶對欠發達地區用戶、高電壓等級用戶對低電壓等級用戶、大工業和一般工商業用戶對居民和農業用戶進行的“交叉補貼”。這些交叉補貼本身就是一筆“糊涂賬”，既不公平，也無效率，不僅削弱了價格的杠桿作用、增加了發電企業的經營成本，也扭曲了電價信號和電力市場的供求關系，不利于電力資源科學配置，已成為影響電價改革、電力市場建設、營商環境改善的重要因素。
當前，發電企業面臨的困境主要是由于電力市場化改革不到位引起的，屬于制度性原因，破局的關鍵有賴于持續深化改革：一是變電力雙軌制為單軌制。加快電力現貨市場建設進程，引導現貨市場更好發現電力實時價格，真正將成本加成的政府核價機制轉變為供需定價的市場化定價機制，推動具備條件的地區及時進行電力現貨市場的不間斷結算試運行工作，通過市場競爭體現分時價格，真正形成由供需決定市場價格的機制；二是健全煤電價格疏導機制。目前燃煤發電采用“基準價＋上下浮動”市場化價格機制，但發電企業“話語權”較小，當電煤價格高企時煤電基準價難以隨之調整，難以真實反映煤電生產成本。
需要進一步完善煤電市場化價格形成機制，合理設置煤電基準價和浮動范圍，及時反映電煤燃料成本變化，使基準價發揮價格基準的作用；三是減少政府對電價的不當干預。堅決取消各地自行出臺優惠電價措施，盡量避免行政等場外因素對電價形成機制的影響，鼓勵企業參與電力現貨市場交易，讓電價回歸其市場的本來面目，引導企業做出更加科學審慎投資決策以及生產模式的科學調整。
《能源法》明確提出要建立全國統一的電力交易市場，推動建立功能完善、運營規范的市場交易平臺，拓展交易方式和交易產品范圍。這表明電力全面參與市場交易是大勢所趨，電力現貨市場將逐步擴大。但現貨交易會給電力資產收益帶來極大不確定性，從部分省份風電、光伏參與現貨市場運行情況看，如山東、山西省，在一些月份或現貨時段出現了零電價甚至是負電價，導致新能源現貨收益偏低，全年發電收入不可避免地受到沖擊，從而給發電企業帶來新挑戰。如何提升參與電力市場交易的能力，防范消納和電價風險，已成為發電企業獲得市場競爭優勢的重要法寶：一是加強對電力交易規則的研究。
高度重視電力交易政策與規則迭代給企業經營帶來的影響，熟練掌握交易知識、交易規則和交易技巧，為交易決策提供充分依據；二是強化電力生產與交易協同配合。利用先進的數字信息技術，開發智能化電力交易輔助決策工具，優化新能源現貨交易策略，加強風光電預測系統建設，提升風光功率預測的準確性，降低因發電功率不穩定、預測難度大而帶來的偏差考核費用支出；三是積極參與綠證和綠電交易。主動與電力交易機構、綠證核發機構進行對接，做好已投產可再生能源項目建檔立卡和綠證核發，持續加大綠證交易和跨區域綠色電力交易力度，在促進可再生能源消納的同時，充分體現綠電的電力商品價值與環境價值，促進提高綠色能源資產收益。
2022年12月，國資委與在京部分央企座談會上提出，要科學有序推進碳達峰碳中和，深化煤炭與煤電、煤電與可再生能源“兩個聯營”。2023年1月，國家發改委召開例行新聞發布會，提出持續推進國有經濟布局優化和結構調整，推進煤炭與煤電、煤電與新能源“兩個聯營”。“兩個聯營”是在過去煤電聯營基礎上的全面升級，在持續深化煤電與煤炭聯營新模式的基礎上，推動煤電與新能源優化組合、一體化開發，有力促進傳統能源和新能源優勢互補、相互帶動：一方面要落實好煤電與煤炭實質性聯營。
發電企業要下大力解決電廠煤源問題，積極謀劃與煤炭企業合作開發煤炭資源，新建煤電項目在開發過程中爭取配套一定儲量的煤礦開發權，努力與煤企之間建立長期穩定的戰略合作，主動構建煤礦與電廠定點、定量、定煤種的穩定供應模式；加強煤炭企業與煤電企業間的專業化整合和戰略性重組，將雙方的合作關系從應急性保供轉變為通過股權合作、整體開發實現體制性穩定性保供，建立利益共享、風險共擔的煤電合作機制，從根本上緩解“煤電頂牛”矛盾。另一方面要推動煤電與新能源實質性聯營。推動新建煤電項目以一定比例獲取新能源指標，按照一定比例與煤電同步建成投產，確保打捆收益滿足最低要求；推動以煤電為基礎支撐，爭取一批特高壓外送通道配套基地，打造一批一體化的多能互補能源基地；大力開展“煤電+”，積極探索“煤電+新能源”“煤電+儲能”“煤電+生物質”耦合發電，全面提升發電企業多品類電源協同發展能力。
面對煤電經營環境的深刻變革，以及新能源日益加劇的消納形勢和投資風險，發電企業必須堅持以科技創新為驅動，加快探尋產業轉型和產業換新之路：
一是大力推動傳統煤電轉型升級。持續推動存量機組“三改聯動”，穩步推行燃煤機組摻燒綠氨示范項目，積極嘗試煤電機組多源固廢耦合發電，推動煤電機組在資源循環利用和生態環境保護中發揮更大作用；
二是多措并舉推動新能源提檔升級。重點圍繞“源網荷儲”和“多能互補”兩個一體化，大力推廣綜合智慧能源服務，加大云大物移智等現代信息技術在新能源領域應用，積極推動新能源產業與傳統能源、其他產業深度融合發展，從根本上解除新能源成長中遇到的“煩惱”；
三是大力開展前沿技術攻關和研發。圍繞新型電力系統建設方向和電力“卡脖子”難點，切實加大研發投入，提高研發投入強度，加強新型儲能、深遠海風電、氫能、智慧能源等前沿技術攻關、示范和產業化應用，加快打造原創技術策源地；
四是加大新興業態人才培育。新產業需要新人才。譬如，綠色氫氨醇產業涉及電力和化工兩個領域，發電企業在電力領域擁有豐富的技術和人才儲備，但缺乏化工領域的工程業績和專業人才，迫切需要加大相關復合型人才培養，為新興電力業態發展提供堅強人才保障。
發電企業大多是從計劃經濟走過來的國有“老”企業，體制僵化、機制不暢、人浮于事、“跑冒滴漏”現象不同程度存在?，嚴重制約企業高質量發展，需要通過深化體制改革、優化機制建設、加大職能轉變予以解決：
一是加快實施國企改革深化提升行動，不斷優化企業管理架構和組織結構，推行小總部、大部制和扁平化管理，通過治理、活力、布局的深層次變革，全面提升管理效能，帶動思想、管理、形象的整體性躍升；
二是深化勞動、人事、分配制度“三項制度”改革，建立健全“干部能上能下、人員能進能出、收入能高能低”用人機制，實施末等調整和不勝任退出機制，破除用人積弊，不斷提升員工的工作積極性和主觀能動性?；
三是推動市場化運營，全面引入市場化的價格形成機制，構建完善的內部市場分級和價格結算體系，用好市場機制這一“無形之手”，努力實現資源配置效率最優化和效益最大化；四是加強精細化管理和精益化生產，借助數字孿生等技術，推動無人生產、無人巡視和遠程操控，盡量避免機組非停和出力受阻，確保發電機組按時歸調、應開盡開、應發盡發、穩發滿發，全面提升企業管理水平和業務運作能力，多措并舉實施降本增效，不斷打造成本優勢，切實增強核心競爭力。
