電力市場新常態(tài)下燃煤發(fā)電企業(yè)轉型發(fā)展思考

姚謙 王敬堯

經(jīng)濟發(fā)展新常態(tài)下，煤電企業(yè)傳統(tǒng)發(fā)電經(jīng)營難以適應電力發(fā)展市場，難以維繼企業(yè)生存。煤電企業(yè)必須適應市場、開拓市場，走可持續(xù)發(fā)展轉型道路。

一、電力發(fā)展主要特點

1.全社會用電增速逐步放緩。改革開放以來，全社會用電量實現(xiàn)快速增長。1978-2000年，平均增速為8.3%，2001-2010年，平均增速為12%，2011-2019年，我國經(jīng)濟發(fā)展步入新常態(tài)，全社會用電量平均增速為5.5%。

2.發(fā)電供應能力持續(xù)增強。截止2019年底，“十三五”全國發(fā)電裝機增加6.2億千瓦時，年均增速7.1%，年均增加水電952萬千瓦，煤電3746萬千瓦、燃氣636萬千瓦、風電2323萬千瓦、太陽能發(fā)電3940萬千瓦。

3.新能源裝機和發(fā)電量大幅提升。在國家能源戰(zhàn)略引領和政策驅動下，新能源迅猛發(fā)展。截止2019年底，風電、光伏裝機分別達到2.1億千瓦、2.05億千瓦，“十三五”期間風電裝機容量年均增長13%，太陽能裝機容量年均增長41%。2019年，風電和光伏發(fā)電量占比分別達到6.2%和3.4%，較2015年分別提高3.4和2.7個百分點。

4.用電負荷尖峰化明顯。根據(jù)統(tǒng)計，“十三五”期間，各區(qū)域電網(wǎng)日峰谷差率在21-51%之間。隨著產(chǎn)業(yè)結構升級，用電負荷峰谷差將進一步加大。

5.靈活調(diào)節(jié)電源建設滯后。為提高系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力，“十三五”規(guī)劃實施2.2億千瓦時煤電靈活性改造，2019年底完成不足6000萬千瓦時，不到規(guī)劃目標的27%。電源側靈活資源潛力挖掘不足，常規(guī)火電改造推進滯后，抽蓄等靈活調(diào)節(jié)電源建設緩慢，清潔能源可提供靈活性資源不確定性強，導致靈活性資源供應結構問題突出。

二、煤電企業(yè)面臨的發(fā)展形勢

一是經(jīng)濟增長速度持續(xù)放緩。當前，大國關系、全球產(chǎn)業(yè)鏈分工全面重塑，我國正全面發(fā)展國內(nèi)大循環(huán)為主體、國內(nèi)國際雙循環(huán)相互促進的新格局，經(jīng)濟發(fā)展長期向好趨勢不變，但挑戰(zhàn)、風險和不確定性顯著增加。根據(jù)預測，十四五期間，我國GDP年均增速為5.5%左右。至2035年，工業(yè)化基本完成后進入穩(wěn)定發(fā)展階段，GDP年均增速預計降至4%左右。

二是高電價的計劃電量不斷縮減。隨著電力市場化改革的持續(xù)推進，大工業(yè)用戶、一般工商業(yè)用戶相繼進入市場，市場交易規(guī)模大幅增長，相應計劃電量大幅降低。以京津唐電網(wǎng)為例，2016-2019年，600MW機組計劃利用小時由5000小時降低至1600小時。除公共事業(yè)用電、農(nóng)業(yè)用電等，其它行業(yè)用戶將逐步進入市場，進一步壓減計劃電量成為必然，燃煤機組發(fā)電盈利空間進一步降低。

三是煤炭去產(chǎn)能超出預期，燃煤成本居高不下。在“供給側改革”、“去產(chǎn)能”等多個國家政策的影響下，2016年以來，煤炭市場持續(xù)呈現(xiàn)供不應求的局面，煤炭價格不斷上漲，環(huán)渤海動力煤價格指數(shù)由2015年底的372元/噸最高漲至610元/噸。期間煤炭價格持續(xù)高位運行，環(huán)渤海動力煤價格指數(shù)在570-610元/噸之間波動。煤炭價格的升高，大幅消減火電企業(yè)的利潤。

四是環(huán)保壓力越來越大。2015年1月1日新《環(huán)保法》實施以來，煤電項目的環(huán)評、排污標準與排污總量、按日處罰等條款猶如給煤電企業(yè)上了若干道“緊箍咒”。面對日益嚴峻的環(huán)境問題和更加嚴苛的環(huán)保應急措施，地方啟動重污染天氣應急預案頻次多、時間長，節(jié)能減排的硬性要求增加了機組運營成本。

五是電網(wǎng)側對靈活性資源需求更大。新能源規(guī)?？焖僭鲩L和負荷峰谷差持續(xù)拉大成為趨勢，調(diào)峰需求量大、需求時間長。煤電機組在電力系統(tǒng)中的“壓艙石”定位短期內(nèi)不可改變，煤電機組仍是最重要的靈活性資源供應主體。電網(wǎng)對燃煤機組的調(diào)峰要求將會更高。

三、煤電企業(yè)轉型發(fā)展方向

1.降低火電燃煤成本，主動適應電力市場化改革。

未來電力系統(tǒng)的運營模式，必然會是市場模式，這個方向不可能改變。根據(jù)相關數(shù)據(jù)，京津唐電網(wǎng)超過最大負荷95%的時間僅42小時，占千分之五。在滿足電力平衡的前提下，電量市場必然供大于求。2019年華北地區(qū)直接交易電價平均降低20.5元/兆瓦時。電力市場面臨量價齊跌的局面，必須不斷壓降運營成本特別是燃煤成本。對于600MW機組，交易電價每降低1分/千瓦時，標煤單價需降低約32元/噸才可維持度電利潤平衡。

2.實施供熱供汽改造，拓展經(jīng)營渠道。

2018年7月，國務院印發(fā)了《打贏藍天保衛(wèi)戰(zhàn)三年行動計劃》，明確提出加大對純凝機組技術改造力度，充分釋放和提高供熱、供汽能力。電力市場新常態(tài)下，大容量、高參數(shù)燃煤發(fā)電機組應積極參與熱力市場。以山西某600MW機組為例，供熱方面，按照年供熱量150萬吉焦，標煤單價650元/噸，熱價27.5元/吉焦測算，綜合考慮供熱成本、供熱獎勵電量、供熱對煤耗的貢獻等，每年供熱產(chǎn)生效益超2000萬元。供汽方面，若在1.0MPa，200°C參數(shù)下，供汽30T/H，考慮供汽耗煤、投資分攤等成本，按照蒸汽價150元/噸測算，每年供汽效益超350萬元。供熱供汽收益相當于增加了約10億千瓦時平均含稅價格為300元/兆瓦時的電量。供熱供汽順應國家產(chǎn)業(yè)政策，在服務地方經(jīng)濟發(fā)展的同時為企業(yè)增收創(chuàng)效。

3.實施機組靈活性改造，提升調(diào)峰能力。

調(diào)節(jié)能力弱已成為電力能源轉型的關鍵瓶頸。從市場角度說，稀缺資源一定會有價值。誰受益誰承擔是市場經(jīng)濟基本思路。以華北調(diào)峰市場為例，有調(diào)節(jié)能力的機組，可同時在京津唐調(diào)峰、華北市場獲益。2019年10月-2020年4月期間，京津唐電網(wǎng)共產(chǎn)生調(diào)峰費用 2.33 億元，調(diào)節(jié)深度大的機組調(diào)峰收益超千萬元。2020年，華北電網(wǎng)出臺《火電機組靈活性改造獎勵辦法》，對經(jīng)改造最小出力降低且調(diào)節(jié)范圍增加的火電機組進行電量獎勵。獎勵電量電價執(zhí)行京津唐市場化交易平均價格（約325元/兆瓦時）。從全年看，調(diào)峰不影響年度電量計劃的完成。提升機組調(diào)節(jié)能力，參與調(diào)峰市場是火電機組提質增效的又一途徑。

4.積極探索參與新能源發(fā)電。

2010-2019年，我國非化石能源占一次能源消費比例從9.4%提升至15.3%，新能源已經(jīng)成為能源電力結構中的重要組成部分。按照國家確定的目標，2030年非化石能源占一次能源消費比重達到20%，2050年超過50%。參與新能源發(fā)電是電力企業(yè)發(fā)展的趨勢。以山西某電廠為例，其利用灰場填埋封閉區(qū)空地的太陽能資源，建設容量為10MW的“自發(fā)自用”光伏電站，年平均發(fā)電量約1165萬千瓦時，節(jié)約等量廠用電增加利潤436萬元。

5.積極推動電力市場機制體制改革。

傳統(tǒng)“源隨荷動”難以滿足新能源消納需要。根據(jù)相關數(shù)據(jù)，華北電網(wǎng)超過最大負荷95%的時間僅僅65小時，占千分之七，京津唐電網(wǎng)超過最大負荷95%的時間僅42小時，占千分之五。滿足5%尖峰負荷，投資建設發(fā)電資源，成本高，效率低。需要推動負荷側參與調(diào)峰市場機制，發(fā)揮電動汽車、分布式儲能、樓宇空調(diào)、電采暖等負荷側調(diào)節(jié)特性。

四、有關建議

1.盡快建議容量機制，平抑大容量煤電機組建設投資，進一步發(fā)揮市場對資源配置的作用。

2.完善輔助服務市場體系，補償常規(guī)電源或靈活調(diào)節(jié)電源因提供深度調(diào)峰、備用、啟停等輔助服務所引起的成本增加。

作者簡介：

姚謙，男，1981年3月，籍貫：甘肅省會寧縣，現(xiàn)有職稱：工程師，

研究方向：電力市場。

王敬堯，男，1975年1月，籍貫：山東省濰坊市，現(xiàn)有職稱：工程師，研究方向：電力市場。