经国务院同意，《意见》于7月26日由国家发展改革委、国家能源局等16部委联合印发。《意见》明确，“十三五”期间，全国停建和缓建煤电产能1.5亿千瓦，淘汰落后产能0.2亿千瓦以上，实施煤电超低排放改造4.2亿千瓦、节能改造3.4亿千瓦、灵活性改造2.2亿千瓦。到2020年，全国煤电装机规模控制在11亿千瓦以内，具备条件的煤电机组完成超低排放改造，煤电平均供电煤耗降至310克/千瓦时。《意见》提出了从严淘汰落后产能、清理整顿违规项目、严控新增产能规模、加快机组改造提升、规范自备电厂管理、保障电力安全供应6项主要任务。此外，按照2017年《政府工作报告》要求，国家发展改革委、国家能源局研究制定了落实“淘汰、停建、缓建煤电产能5000万千瓦以上”目标任务的本年度实施方案。
这些天，电力行业除了高温、高负荷，还能顶得上“高”字头的可能只有业内人士对十六部委联合防范电煤产能过剩的高热度讨论了。
不得不说，这是一个内忧外患齐聚的时候，一方面是国家方向调整，转向清洁能源方向，开始抑制电煤产能过剩的投资，腾出空间消纳新能源电力，另一方面则是电煤价格走高，带来经营的成本压力。再有就是电力体制改革，市场交易价格低于上网标杆电价。
但是纵观历史，每逢这些内忧外患齐聚的时候，一般都是历史的拐点，与燃煤电厂设备利用小时数持续走低相反的则是可再生能源利用小时数的逐步提升，消费占比逐渐扩大。燃煤电厂会逐步提出历史的舞台，但是这个时间节点不在现在，在更远的未来，可能在能源互联网的时代，但是在这里我们不讨论这个这么沉重的话题。
可想象的空间
在通知中，提到了容量市场和重组合并等方式来解决产能过剩的问题。容量市场的建设是中长期，可以保证电力市场在未来具有足够的容量可以满足峰荷需求。目前在美国、欧美等国已经具备一定的运营历史，在英国2014年进行的容量市场拍卖结果中，以19.4英镑/GW的出清价格获得49.26GW容量，但是这个结果市场反响平平。
而重组合并则需要大能量的企业才能推动，这是要打通产业链上下游，实现协同效应。据晶见了解，在国家层面，目前国资委正在研究大型电力企业和大型煤企的合并重组工作，未来可能大型电力央企格局有所变化。
而在地方或企业方面，在山西省经信委就鼓励煤电联营一体化和参股、控股下游高载能产业，再有就是云南铝业的“水电铝一体化”产业战略等。
这种打通产业链上下游的方式需要政策、资源等多方面的支持，撬动资源过大，除了大型集团可以考虑，一般燃煤电厂基本无法想象。
所以接下来我们不妨来讨论一下，在这种大环境下，燃煤电厂还有什么方式（更经济、更可行）可以让自己活得更多舒适，更加精彩，继续为祖国现代化建设发光发热。
降低成本永远是王道
发电企业运营最大的可控因素是成本管理，怎么去降低成本是每个管理者都需要思考。过去的思维是降低材料成本、人力成本等，但这种降成本都是比较粗放的方式。如今，国家战略提倡工业4.0，就是希望利用工业传感器、大数据等技术的处理能力，将整个运营过程变得数据化，同时使调控实现精细化、智能化，进一步实现可定制的目的。
在电厂管理上就可以利用这些技术来监测机组运行状态，结合电网调度计划，科学安排机组启停检修、送煤所选研磨等精细调整。这也是目前智能电厂的思想，通过数据化检测可以发现降成本的区间，科学安排运营计划，进一步降低企业运营成本，保证效益。
被忽略的辅助服务市场？
当前辅助服务主要依靠“两个细则”的考核与补偿，这是并网企业需要承担的义务和责任。但是随着电力市场的不断发展，新能源的接入，电网系统辅助服务负担日益加重，有的省份由于电源结构中新能源比重增大，有的省份则是接受大量外来电，调峰调频服务需求增大加重了火电机组的负担。同时电煤成本的上升，给火电企业带来了更大的压力。
全国人大代表、国电湖南电力有限公司筹备组组长、国电湖南宝庆煤电有限公司总经理刘定军在接受采访时举了如下的例子说明：
2015年湖南电网发电量1300亿千瓦时，其中统调火电发电量539.62亿千瓦时，跨省区外购电145.71亿千瓦时。统调火电机组在总发电量中仅占41.5%，承担七成以上的辅助服务任务。全年湖南省内火电机组平均负荷率仅66.46%，平均每台机组深度调峰达10次以上，并至少参与了1-2次启停调峰。甚至在电网峰谷差大、火电小方式运行时，并网运行火电机组全部参与深度调峰。
辅助服务大幅增加了火电成本。湖南省内某电厂两台30万机组，2015年发电量约19亿千瓦时，启停调峰4次，深度调峰25次，增加燃料成本约400万元（体现为调峰辅助服务成本）；为满足系统备用需要，全年机组平均负荷率仅65%左右，与经济负荷相比，单位煤耗增加约10克/千瓦时，因此增加燃料成本约1850万元；为响应电网负荷波动需求，火电厂需燃用更优质的燃煤，燃料成本相应升高，由此带来的成本增加约1000万元；火力发电机组的寿命受机组启停和工况波动影响巨大，频繁启停和工况波动还将大幅缩短使设备使用寿命，加速设备折旧，增加维修成本，估算增加成本1800万元。
这在一个侧面也说明需要尽快建设电力辅助服务市场，利用市场化的手段来缓解“两个细则”这种指令性手段所不能解决的需求矛盾，可以更好的引导发电企业自愿参与到市场竞争中来，提供相应的辅助服务。
在过去，电力企业依靠电量电价获得的收入就可以很好发展，这是因为发电利用小时数高、电煤成本低、辅助服务负担小等原因，但是现在情况都发生了变化，电力企业的经营观念也需要发生变化，比如说赚取辅助服务费。
辅助服务市场更值得期待
2016年10月28日，东北区域获得国家能源局批复开始电力辅助服务市场运营，电力体制改革的范围也开始由“电量”逐步扩大至“电力”。
东北电力辅助服务市场现状如何，6月2日东北能监局局长戴俊良在接受新华网采访时就表示东北的市场化调峰机制，除了解决东北保供热问题，也改善了新能源消纳困难的问题。同时火电企业在面临成本上涨的情况下，通过调峰补偿服务有效转化经营劣势，目前约有89%的火电厂主动要求进一步深度调峰，77%的火电厂通过参与有偿调峰将负荷率调到了50%以下。
更具历史性的是在供热期间，受限于电网消纳能力的辽宁红河核电站通过分摊有限的费用实现了三台机组运行。
同时在《国家电网杂志》的文章中提到了吉林华能长春热电厂这个例子，华能长春热电厂从投产至供暖季结束，华能长春热电厂电锅炉累计运行了29小时，拿到了500多万元的辅助服务费，这是试水辅助服务市场改造尝到的甜头。
晶见在与一些市场人士交流的过程中也了解到，不少发电企业在经营亏损的情况下，依靠辅助服务市场实现了盈利，某种程度说明，辅助服务费远比卖电的利润更可观。
市场空间是不是很值得想象，再想想最近各个省负荷高峰的。广东最近备受高温烘焙，都创下了省级电网最高负荷的记录了。这台风一来一场雨，倒是让负荷降下去了，但是过后呢？所以，广东也正在研究具体的市场化调频方案，未来即将出台。
在7月28日，国家能源局印发《国家能源局关于同意启动福建电力辅助服务试点实施工作的复函》，福建电力辅助服务市场也开始运行，再结合过去各个省份对辅助服务市场的谈论和研究，晶见认为，不久会有越来越多的省份放开市场，这不仅仅是省级的辅助服务市场，还将可能涉及跨省跨区电力交易的辅助服务。
参考资料：
防范化解煤电产能过剩风险视频会议召开，国家能源局
《关于印发2017年山西省电力直接交易工作方案》的通知，山西经信委
《推进煤电一体化深度融合实施方案》山西经信委，2015
云南铝业2016年年度报告关于：加快实施“拓展两头、优化中间”发展战略，构建水电铝加工一体化产业完整产业链
全国人大代表刘定军：加快建设电力辅助服务市场，红网北京
东北电力辅助服务市场专项改革试点工作正式启动，东北能监局官网
“电改”辅助服务获突破 东北电力辅助服务市场保供热、保供电、减弃风，新华网
吉林：辅助服务市场发挥效用，国家电网杂志
福建电力辅助服务市场试点实施工作获国家能源局批复
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