“電煤價格持續高位運行，今年上半年，華能、大唐、華電、國家電投四大發電集團到場標煤單價同比上漲34.5%，板塊虧損356億元，同比增虧187億元，虧損面高達68.4%。上半年全國煤電企業因電煤價格上漲，導致電煤采購成本同比額外增加2000億元左右，進一步加大了保供壓力。”8月18日，中電聯黨委副書記、專職副理事長夏忠在2022年燃煤電站生產運營管理第五十一屆年會暨能效管理對標發布會上指出，全國煤電企業持續大面積虧損，部分企業現金流緊張，面臨資金鏈斷裂風險，嚴重影響了和系統安全穩定運行。
夏忠指出，在當前技術條件和裝機結構下，煤電是最經濟可行、安全可靠的靈活調節資源。去年以來，部分地區出現了罕見的缺煤限電現象，煤電行業以不足50%的裝機占比，貢獻了超過60%的發電量，承擔了70%的頂峰任務，發揮了保障電力安全穩定供應的頂梁柱和壓艙石作用，為經濟社會發展和電力系統安全穩定運行作出了巨大貢獻。
但近年來，在煤價持續高位運行、電價不斷下降、環保成本增加等多重因素影響下，煤電發展形勢嚴峻。
據悉，在現行電價機制下，煤電企業主要靠發電量獲取收益。隨著新能源發電占比的持續提高，煤電功能逐步由基礎保障電源轉變為基荷與調峰并重，發電小時數顯著下降，機組長時間處于待命狀態，收入明顯減少。“長期來看，發電收入無法覆蓋機組成本。燃煤發電的容量價值、靈活資源的調節價值尚未得到合理體現。”夏忠進一步指出，當前煤電行業正推進節能降碳改造、靈活性改造、供熱改造“”，在持續嚴重虧損的背景下，企業難堪重負。
“供熱改造有利于提高綜合能效、拓展熱力市場，發電企業積極性較高。而靈活性改造、節能降碳改造涉及技術改造投資、機會成本、交易補償等，投入產出效益并不明顯。”夏忠指出，盡管《全國煤電機組改造升級實施方案》提出，各地要結合本地實際，在財政、金融、價格等方面健全完善相關政策，對煤電機組改造升級工作予以支持，但在具體操作中，落地難問題依然存在，企業無法得到有效的經濟補償。
夏忠提醒，我國富煤貧油少氣的能源格局，決定了煤電壓艙石的作用不可替代。數據顯示，今年上半年，全國全口徑發電裝機容量為24.4億千瓦，同比增長8.1%。火電裝機容量為13億千瓦，同比增長2.9%。其中，煤電裝機為11.1億千瓦，同比增長1.9%，煤電裝機容量占總裝機容量的比重降至45.5%，同比降低2.8個百分點。上半年全口徑煤電發電量同比下降4%，占全口徑總發電量的比重為57.4%，煤電仍是當前我國電力供應的最主要電源。夏忠預計，到2030年，隨著新能源逐步成為裝機主體，煤電仍是系統靈活性和發電量第一大支撐電源；到2060年，基于系統安全性和經濟性的考慮，煤電依然會保持一定規模。
“要進一步提高對煤電重要作用的認識，促進煤電高質量發展。”夏忠指出，煤電行業要堅持控制增量、優化存量的原則，科學規劃建設先進煤電機組，統籌電力保供和減污降碳，按需安排保障電力供應安全的支撐性電源和促進新能源消納的調節性電源，保持裝機合理余量，保障電力安全穩定供應。煤電靈活性改造是推動煤電與新能源優化組合、提高系統調節能力、促進新能源消納的現實選擇，要加強政策支持力度，同時以市場為導向，合理把握節奏。
電價機制方面，夏忠認為，煤電的備用容量作為安全可靠的保障性電源，要合理體現其容量價值，推動建立容量電價+電量電價的兩部制電價機制。同時，逐步完善煤電機組最小出力技術標準，科學核定煤電機組深度調峰能力，完善支持靈活性煤電機組的價格補償機制，以市場化手段優化煤電功能和結構，提高企業投資運營煤電機組、發揮煤電機組調節能力的積極性，提高電力保障能力。推動建立公平合理的輔助服務市場，按照誰受益、誰承擔的市場化原則，合理分攤新能源發電產生的整體系統性成本，調動靈活資源參與調峰調頻等輔助服務。
此外，煤電行業要進一步加強技術攻關，穩步推進超超臨界燃煤發電技術、低成本超低排放循環流化床鍋爐發電技術、智能電廠技術，以及亞臨界機組升級改造等節能減排突出技術的集中攻關和試點示范，整合力量開展碳捕集、利用與封存（CCUS）和資源化利用技術研究，條件成熟的適時推廣應用。
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