[摘 要]自新一轮电力体制改革以来，作为东部沿海发达地区的重点省份，浙江省一直处于改革的“先行”。近年来，整体电力发展迅速，供给保障能力显著增强，电力结构持续优化，但随着省内清洁能源的快速发展，受到能源“双控”可再生能源消纳保障等宏观政策的影响，火电发展空间大幅受限，文章立足于浙江省内火电发展形势，同时结合电力市场化改革的影响，分析提出了新形势下的区域经营发展策略，为省内火电企业实现科学可持续发展提供参考。

[关键词]能源“双控”;外购电;对冲盈利模式;电力需求侧响应

[DOI]10.13939/j.cnki.zgsc.2021.18.005

1 浙江省火电发展形势

自新一轮电力体制改革以来，作为东部沿海发达地区的重点省份，浙江省一直处于改革的“先行”。近年来，整体电力发展迅速，供给保障能力显著增强，电力结构持续优化，但随着省内清洁能源的快速发展，受到能源“双控”可再生能源消纳保障等宏观政策的影响，火电发展空间大幅受限，建设增速放缓，发电量和利用小时数日渐低迷。

（1）从电力供应来看，火电企业经营发展将持续受到宏观政策调控的“强约束”。近年来，浙江省电力供应结构不断优化，截至2019年底，浙江省全口径发电装机容量约达9670万千瓦，其中，省统调装机容量为6623万千瓦（煤电装机4257万千瓦;燃机装机1216万千瓦），最高负荷7464万千瓦，预计2020年将达8000万千瓦左右，已远超电力发展“十三五”规划所定目标。由此可见，省内电力供应仍相对较为富余，导致火电发电量和利用小时数持续“双降”的主要原因来自政策性的宏观调控。例如，按照“能源‘双控倒逼转型发展”的思路，浙江省设定了年度统调煤控目标（发电用煤指标），并以此制定燃煤电厂发电计划。2019年，统调煤控目标为7720万吨，发电计划1975亿千瓦时。2019年，浙江全省统调机组发电量2331亿千瓦时，同比下降2.1%，其中，统调煤机和燃机发电量分别下降5.6%和4.8%。统调核电、水电、风电、光伏发电量增长较快，分别增长60.6%、82.9%、37.1%、16.6%，见表1。

如图1所示，在诸如能源“双控”等宏观政策调控下，浙江省能源供应的缺口正呈现逐年扩大的趋势，虽然这一缺口得到有效的填补，但也带来了外购电比重过高的问题。2019年，浙江省外购电量达1644.5亿千瓦时，同比增长9.8%，占全社会用电量的34.9%。对外购电的高依存度，不仅加重了省内火电企业的经营压力，同时随着特高压和多元源荷的介入，也为电网供电安全带来了重大挑战。

（2）从电力消费来看，火电企业将受外购电规模扩大和电力消费增速放缓的“双重挤压”。如上所述，浙江省对外购电的高依存度，导致省内发电企业市场空间缩小、市场竞争加大，尤其是火电企业面临着严峻挑战。即使在2020年错综复杂的局势下，仍落实了1605亿千瓦时的年度协议外购电量，2020年全省最大受入外来电能力达3100万千瓦，基本可以预见，在今后的一段时期内，浙江省对外购电的需求仍将逐步加强。

数据来源：中电联，2019年全国电力工业统计快报。

此外，近年来浙江省产业结构调整和动力切换取得较大成效，电力消费增速已呈逐步放缓态势，见图2。自2015年以来，全社会用电量年平均增幅6.1%，2019年回落较为明显，增速仅为3.8%。受疫情影响，2020年1～8月，浙江省全社会用电量3091.4亿千瓦时，同比增长0.13%，预计全年增速为0～1.5%，见图3。研究认为，在疫情防控常态化，国内外经济整体下行的大环境下，产业回暖仍需假以时日，电力市场仍存在诸多不确定因素，尽管电力消费将呈一定反弹，但整体增速放缓态势不会发生根本转变。

（3）从行业整体来看，可再生能源全额消纳使火电企业发展受阻。在能源“双控”的空前压力，以及创建清洁能源示范省的政策背景下，浙江省可再生能源的全额消纳，成为阻碍火电企业发展的重要原因之一。2019年，浙江省可再生能源消纳946亿千瓦时，占全社会用电量的20%，见图4。与2017年相比，水电、风电和光伏发电量分别增长3.1%、27.5%和137.8%，见图5。此外，不断提高省外来電中可再生能源占比。由于可再生能源的奖励性权重，可在能源“双控”考核中进行抵扣，随着清洁能源利用水平的不断提升，并在电力消纳保障机制下实现全额消纳，不仅加剧了火电“双降”的趋势，同时也使火电过多地承担了深度调峰作用。

2 电力市场化改革对省内火电企业的影响

自2014年开始，浙江省逐步试行电力用户和发电企业直接交易，加快推进电力市场建设，探索电力市场“浙江模式”。2019年，浙江省中长期电力直接交易电量1309.3亿千瓦时，占全社会用电量的27.8%。其中，省间外受交易电量545.7亿千瓦时，占省中长期直接交易电量的41.7%。2019年5月，浙江省开始启动电力现货市场试点工作，经过三个阶段的模拟试运行、三次结算试运行，积累了宝贵的经验，2020年，计划安排电力现货交易电量100亿千瓦时，按照2020年底前具备进入不间断结算试运行条件的目标设置，浙江电力体制改革将迈入一个新的阶段，同时也为省内发电企业（火电企业）带来更为严峻的挑战。

（1）交易电价降幅明显，电企盈利能力受到影响。电力市场化交易的根本目的在于降低用电成本，但目前基本上都是行政性降电价，且大部分省份均呈现上网电量和利用小时数“双降”。2019年，浙江省统调煤机发电量同比下降5.6%;平均利用小时数约减少320小时。从上网电价来看，2014年，省统调燃煤电厂上网电价0.458元/千瓦时（含环保电价）;2019年，经过上网电价市场化试点改革等多次调整后，上网电价为0.4082元/千瓦时（含环保电价），下降0.0498元/千瓦时，而2019年最终出清价为0.3851元/千瓦时，低于上网电价0.0231元/千瓦时。

在通过计划电量保持基本运营之外，为确保利用小时数充足，发电企业往往会大幅降低交易电价以获取更大的发电量，直购电在地方干预、用户压价、供大于求的影响下变成了“优惠电”。

（2）“煤控”挂钩市场电量，行业经营形势日益严峻。2017年4月公布的《关于有序放开发用电计划的通知》（发改运行〔2017〕294号）规定，煤电机组计划电量不得高于上年的80%，2018年以后计划电量比例逐年减少。2019年公布的《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》（发改运行〔2019〕1105号）要求，经营性电力用户的发用电计划原则上全部放开。2020年，浙江省统调燃煤机组市场化电量（普通直接交易、售电市场交易和现货市场交易）对应煤量纳入统调发电用煤控制，同时预留奖励电量（用煤指标）。普通直接交易奖励电量按发电企业中标电量的20%确定，售电市场交易奖励电量按照各发电企业签订、中标的尖峰、高峰和低谷电量，分别以0%、5%、40%的比例确定，并相应增加年度发电用煤指标。

在能源“双控”的政策约束下，省内煤电市场的盘子在逐渐缩小。2018年，省统调燃煤机组计划电量2026亿千瓦时;2020年，计划电量为1911亿千瓦时，减少了115亿千瓦时。

（3）市场竞争不断加剧，部分发电企业面临“出局”境地。随着市场化交易逐步开展，市场的作用凸显出来，市场竞争也越来越激烈，供方过剩较为明显，发电侧承担的竞争压力更大。除了电力企业之间争抢用户、竞相压价、盈利空间明显压缩之外，电力企业还要面临各自为政、售电成本增加，用户违约、欠费风险增加等情况。从长远看，电力市场化竞争进一步加剧，发电行业今后将会出现盈亏分化、优胜劣汰。

（4）单纯发电的经营模式发生改变，涉足新的业务领域面临新的挑战。电改之下，电力企业的经营模式发生改变，由之前的按计划售电给政府变成按照市场需求直接售电给用户。在竞争性的市场机制中，电能质量高、服务好、价格低的发电企业能够获得更多的上网发电机会。这也促使发电企业由目前的成本控制型企业转变为市场型企业，由单纯的发电角色向“發电+售电”一体化甚至综合能源服务商转型，将更多的精力放在开拓售电市场、扩大市场占有率、提高服务质量等先前并不熟悉的业务领域，企业未来的发展面临全新的挑战。

3 火电企业经营发展策略与建议

（1）深入推动落实“节能降耗、安全环保”等各项举措。在火电行业日渐式微的大环境下，“清洁、高效、绿色”将是今后火电发展的立足之本，也是提升“量、价”的根本保障。煤控政策的“强约束”、国家清洁能源示范省建设、外购电规模的不断扩大，以及省内“以大代小”替代发电的政策导向，这一系列因素均预示了煤电市场的盘子将逐渐缩小，而“清洁、高效、绿色”发展是坚守市场的有力支撑。省内火电企业应加大工作力度，深入推动落实“节能降耗、安全环保”等各项举措，积极推动“清洁、高效、绿色”发展。

（2）积极培育构建风险对冲盈利模式。在价格传导机制不畅，且一味地降低用电成本的市场化改革现状下，随着市场主体的多元化、市场竞争的不断加剧，火电企业普遍面临着较大的经营压力。“发电不盈利、不发电盈利”的现象时有发生，火电企业常常处于进退维谷的境地。国家在“六保六稳”的战略思路中提出，要“保市场主体，维护经济基本盘”，反观企业经营，研究认为，“发电”是火电企业的根基，保“发电”，才能维护好市场基本盘，尽管在某个特定时期，可以凭借“指标”盈利，甚至要优于“发电”盈利，但仍需综合考量放眼长远，火电企业仅以“量、价”取胜的时代已一去不复还。

在现阶段，建议省内火电企业积极培育构建风险对冲盈利模式。省内企业应积极应对行业变化，提升抵御市场风险的能力，一是构建发售一体化风险对冲盈利模式，以年度长协电力、月度交易电量为重点，积极与售电公司沟通协作，力争做到发售两侧“两个全覆盖”;二是构建优化调整经营结构的风险对冲盈利模式。例如，多能互补、集成优化的探索与尝试。同时，还应立足于自身发展实际，结合省内能源电力体制改革的重点领域、主要任务等政策导向，大力开发新项目，促进多元化发展。

（3）积极推动协同高效、区域融合发展的发售电一体化运营。要深化市场意识、危机意识，加快体系完善，统筹发电、售电、增量配电、多种经营协同发展，全力推进市场化营销。浙江省对外购电的高依存度，决定了其区域协调互动、开放式的能源合作机制，“234号文”也明确鼓励各交易机构跨省、跨区的市场融合发展，建议省内火电企业积极与各电力交易中心、售电公司沟通协作，推动区域融合发展的“发售电”一体化运营。同时，随着电力用户的逐步全面放开，应适时探讨新的零售竞争模式，培育激活市场新主体，进而扩大市场份额。此外，应大力提升市场营销能力水平，加强专业化的电力市场营销队伍建设，强化电力交易辅助决策服务支持，细致关注市场变化，认真分析市场数据，敏锐捕捉市场机会，用智慧营销提升市场决策效率。

（4）增强电力需求侧响应能力，积极参与电力辅助服务市场。如上所述，浙江省对外购电的高依存度，清洁能源的快速发展，不仅加重了省内火电企业的经营压力，同时随着特高压和多元源荷的介入，也为电网供电安全带来了重大挑战。因此，自2018年首次开展需求侧响应以来，一直以电力市场化改革持续深化为契机，积极探索浙江特色的电力需求侧管理模式。随着浙江省电力现货市场试点的启动，建议省内火电企业加强交易规则的学习与研究，重点围绕调峰、调频、备用等多类型市场化辅助服务交易品种，进行深入的探讨，以资源利用最大化、技术路线最适用为原则，坚持“一厂一策、一机一策”，充分挖掘各种技术路线的优势，全方位地增强电力需求侧响应能力，积极参与电力辅助服务市场，深入参与电力市场交易。

（5）充分结合省能源电力体制改革政策导向，着力注重延伸产业链。产业链的延伸是火电企业在转型发展中的共同命题。如上所述，作为沿海发达省份，浙江的能源转型的力度大、发展的步伐快，同时对项目投资的经济性有一定保障。建议省内火电企业紧密结合能源电力体制改革政策导向，着力注重延伸产业链、拓展发展空间。一是结合集中供热的政策导向，积极探讨燃煤电厂热电联产综合改造升级的可行性。例如，金义都市新区、兰溪市等均出台了集中供热的专项规划;二是结合增量配电改革政策导向，积极探讨参与国家（省）增量配电网改革试点的可行性;三是密切关注天然气分布式能源项目发展支持政策动向，积极参与省首批天然气分布式能源试点项目申报。此外，省内火电企业应充分结合自身发展实际，做好科学定位，推动战略与服务创新，从单纯以最低成本供能，到以能源消费者的实际需求为出发点来提供综合性能源服务，向供应多元化、服务多元化、用能方式多元化、市场化以及智能化的方向发展。

参考文献：

[1]浙江省发展和改革委员会， 浙江省能源局， 国家能源局浙江监管办公室.关于印发《2020年浙江省电力直接交易工作方案》的通知[EB/OL].[2020-11-11].http：//fzggw.zj.gov.cn/art/2020/11/11/art_1229123351_2147943.html.

[2]浙江省发展改革委， 省能源局.关于开展2020年度电力需求响应工作的通知[J].[2020-07-08].http：//fzggw.zj.gov.cn/art/2020/7/8/art_1599544_50128806.html.

[3]国家能源局.2019年度全国可再生能源电力发展监测评价报告（国能发新能〔2020〕31号）[R/OL].[2020-05-06].http：//zfxxgk.nea.gov.cn/2020-05/06/c_139059627.htm.

[4]浙江省发展和改革委员会. 浙江省进一步加强能源“双控”推动高质量发展实施方案（2018～2020年）（浙发改能源〔2018〕491号）[EB/OL].[2018-09-30].https：//zcy.87188718.com/FourFlat/WebPolicyCloud/PrintWindow.aspx？id=204287.

[5]浙江省发展改革委， 省能源局. 浙江省电力发展“十三五”规划（浙发改规划〔2016〕535号）[EB/OL].[2016-09-07].http：//wztv.66wz.com/system/2016/09/30/104916882.shtml.

[6]浙江省人民政府.浙江省建设国家清洁能源示范省行动计划（2018—2020年）[EB/OL].[2020-06-19].http：//sthjt.zj.gov.cn/art/2020/6/19/art_1229130172_47614887.html.

[作者简介]臧元峰（1977—），男，辽宁大连人，博士，高级经济师，研究方向：能源经济、低碳发展、区域与城市经济。