內蒙古煤電經營狀況分析及未來發展研究

呼和

摘? 要：煤電是我國也是內蒙古電力工業的基礎電源。在踐行“雙碳”戰略要求下，煤電高質量發展和低碳轉型已成為我國煤電發展的必然趨勢和迫切需要。本文從內蒙古煤電行業特點現狀出發，深入分析了內蒙古煤電行業的經營狀況和存在的問題，進而從保障電力供應安全、煤電清潔低碳轉型、市場機制政策支持、創新“新型煤電”發展模式等四方面闡述了內蒙古煤電的發展思路。

關鍵詞：煤電? ? ?清潔低碳轉型? ? ?新型電力系統? ? ?雙碳

內蒙古自治區能源資源富集，是我國重要的煤電、新能源和電力外送基地。在“碳達峰、碳中和”目標任務下，內蒙古正積極推動電力綠色低碳轉型，加快構建新型電力系統。截至2022年底，內蒙古新能源裝機和發電量占全區總規模比重已分別接近37%和21%，達到國內領先水平。但由于新能源出力的間歇性和隨機性，無法可靠提供電力支撐，當前以及未來較長一段時間內，煤電仍是內蒙古保障電力安全和新能源消納的“壓艙石”和“穩定器”。本文結合內蒙古煤電行業特點，研究分析煤電行業經營狀況和存在的問題，提出未來內蒙古煤電發展思路，為雙碳目標實現和建設新型電力系統提供助力。

一、內蒙古煤電行業發展現狀

截至2022年底，內蒙古煤電裝機10205萬千瓦，居全國第二位，僅次于山東省，占總裝機比重60.5%；煤電年累計發電量5019億千瓦時，占總發電量比重77.5%。

從功能定位來看，內蒙古煤電機組可分為區內公用機組、自備機組和外送機組，占比分別約為56%、16%、28%。其中，公用、自備煤電機組主要由蒙西電網和國網調度，部分自備機組孤網運行。外送機組主要包括托克托、上都電廠等500千伏點對網外送通道配套煤電，以及上海廟至山東、錫盟“一交一直”等特高壓通道配套電源。

從機組類型來看，內蒙古煤電機組以30萬千瓦級和60萬千瓦級為主，占比分別為33%和45%。區內公用煤電以30、60萬千萬級機組為主，供熱機組占比達70%左右；自備煤電以30萬千瓦及以下機組為主；外送煤電除蒙能錫林電廠外，全部為60萬千瓦及以上機組。

從能效水平來看，內蒙古煤電機組以空冷機組為主， 2022年煤電平均供電標煤消耗313.5克/千瓦時，較全國平均水平高約11克/千瓦時，較山西、陜西等周邊煤電大省低約5克/千瓦時。

從所屬企業來看，內蒙古煤電以央企和區外國企為主，占比超過75%，區內國企及民企煤電規模相對較小。其中，央企、區外國企主要有華能、國能、京能、大唐、國電投、華電等發電集團，區內國企主要為內蒙古能源集團。

從煤電聯營情況來看，內蒙古煤電一體化電廠占總煤電比重約30%，這些煤電一體化電廠主要集中在國能、國電投等發電集團，以坑口電廠或與集團內部煤礦簽訂中長期供煤協議實現煤電一體化聯營。

二、內蒙古煤電行業經營狀況

近年來，隨著全國煤炭價格持續走高，內蒙古煤電行業經營情況普遍不佳。2021年煤炭價格大幅上漲更是導致煤電行業大面積虧損。2021年下半年，國家、內蒙古相繼出臺煤電紓困政策，綜合采取保障電煤供應、上浮火電交易電價、減緩煤電企業稅費、增加金融支持等措施，一定程度上緩解了燃煤電廠的虧損問題，保證了電力的供應穩定。

為準確摸清內蒙古煤電行業經營情況，研究內蒙古煤電發展思路，對內蒙古6家主要發電集團2022年經營狀況進行了調查研究，涉及燃煤電廠57家、裝機容量5917萬千瓦，占全區煤電企業總裝機容量58%。燃煤發電企業經營收入主要包括發電、供熱、輔助服務三方面，發電收入占比約90%，是煤電企業主要經營收入來源。總體來看，內蒙古煤電企業2022年經營實現微盈利，大部分電廠邊際發電成本均低于燃料成本，部分電煤運輸成本高、中長期合同電煤比重較低的電廠存在虧損問題。

分集團來看，國能集團、國電投集團2022年煤電發電業務經營狀況良好，其所屬煤電企業主要為煤電一體化電廠，電煤大部分由集團內部煤礦供應，煤價相對較低，實現盈利；大唐集團在內蒙古的燃煤電廠主要為托克托電廠，總裝機容量672萬千瓦（含60萬千瓦自備機組），由于機組主要為60萬千瓦高參數機組，發電成本較低，且其中長期合同電煤比重超過95%，2022年大唐集團煤電業務實現盈利；華能集團北方公司、內蒙古能源集團由于其所用電煤中集團內部生產電煤比重較低，電煤采購成本較高，2022年煤電業務總體盈虧平衡，部分電廠虧損；華電集團由于其所屬煤電企業無配套煤礦資源，均通過電煤中長期合同和市場供應電煤，且其部分機組按自備模式供電、電價較低，2022年華電集團煤電業務虧損。

三、內蒙古煤電行業現存問題

一是電煤中長期合同履約情況不及預期。2022年內蒙古電煤中長期合同實際履約率未達到100%，部分電廠履約率偏低，發電企業需要通過購買高價市場煤保障燃料供應，大幅提高了企業燃料成本。部分企業由于資金困難，購煤和發電積極性下降，導致電廠出力水平降低，影響電力安全可靠供應。

二是市場交易機制尚不完善。自2022年6月起，蒙西電網開始了電力現貨市場連續結算試運行，發用電側出清價格峰谷價差接近1600元/MWh，在反映供需、發現價格、引導發電企業頂峰保供、促進新能源消納等方面發揮了積極作用。但由于目前在結算階段實行不高于10%的獲利回收機制，發電企業缺乏頂峰發電的積極性。同時，雖然調峰輔助服務已納入電力現貨市場，但由于規則限制，煤電靈活性調節能力無法獲得應有回報，進一步影響了煤電企業的經營收益。

三是外送電定價機制有待調整。目前，內蒙古已建成以輸送煤電為主的電力外送通道上網電價，主要由受端地區基準電價扣除輸電費用確定。在2021年出臺上浮火電交易電價政策后，內蒙古區內煤電按照火電基準電價上浮20%、高耗能企業電價不受20%限制上調了煤電價格，而外送電廠電價僅按送端上網電價20%進行了上浮，造成當前外送電價低于區內煤電價格和電力受端地區電價，內蒙古自用和外送煤電電價出現倒掛。

四是煤價與熱價聯動機制尚未建立。熱電聯產機組是北方冬季集中供暖的主要力量。熱價通常按當地政府規定執行，內蒙古多數地區已多年未進行調整。在煤價連年上漲的大環境下，熱電聯產機組供熱收益風險大幅增加。特別是蒙東地區，由于其冬季溫度低、供暖期長，發電企業供熱耗煤量遠高于其他地區。同時，蒙東地區整體熱價相對偏低，國電投等主要發電供熱企業供熱業務虧損。熱電聯產項目煤價與熱價聯動機制有待盡快建立，保障供熱企業合理經營收益。

四、內蒙古煤電未來發展思路探析

在踐行“雙碳”戰略要求下，煤電清潔高效低碳轉型已成必然趨勢和迫切要求，應通過科學規劃煤電規模布局、集中攻關關鍵技術、探索創新“新型煤電”等舉措，加快煤電轉型，推動煤電可持續高質量發展。

（一）保障電力安全供應仍需煤電發揮重要支撐作用

隨著中東部負荷不斷向內蒙古轉移集聚，以及區內用能電氣化水平不斷提升，預計“十四五”中后期及“十五五”內蒙古電力需求將保持5%以上的剛性增長。從供給側看，水電、核電、氣電發展存在較大不確定性，新型儲能技術成熟前，風電、光伏等新能源尚不具備提供可靠保障容量的能力，客觀上仍需要煤電發揮托底保障作用。另一方面，新能源的大規模高比例發展加大系統調峰壓力，電力電子設備并網增加系統安全穩定運行風險，煤電作為現階段最經濟可靠的系統調峰電源和轉動慣量支撐電源仍需發揮作用。因此，2030年前甚至“十六五”期間仍需新增一定規模的煤電裝機，發揮頂峰作用，用于保障新增負荷供電需求。

預計2025年內蒙古新能源裝機將達到1.35億千瓦以上，是2022年裝機規模的2倍，新能源裝機規模超過燃煤火電裝機規模；2030年達到2億千瓦、新能源發電總量超過火電發電總量。“十五五”期間，內蒙古煤電發電量將逐步進入平臺期，發電量占比將逐步下降至50%以下，煤電發電量將由新能源電量替代，煤電利用小時數預計由當前的5000小時下降到2030年的4000小時左右，煤電定位逐步由基礎保障性電源轉向系統調節性電源、應急備用電源，到2030年前實現煤電電量達峰。

（二）存量煤電改造升級是清潔低碳轉型的關鍵

內蒙古存量煤電裝機總量大、機組類型多、運行特性復雜，為了更好地適應新型電力系統構建、實現高質量發展，一是要有序淘汰煤電落后產能，嚴格執行國家煤電淘汰落后產能有關標準，加大能耗水平高、污染物排放大的煤電機組淘汰力度。因地制宜開展老舊機組淘汰整合工作，將符合規定的退役機組按照“退而不拆”原則，轉為應急備用電源。全面開展存量煤電機組節能改造，鼓勵實施清潔能源發電替代，大幅降低碳排放和能耗水平。推廣應用供熱改造、汽輪機通流部分改造、鍋爐煙氣余熱回收利用、電機變頻等成熟適用的節能改造技術。二是要推動現役煤電機組靈活性改造，推廣應用“熱電解耦”改造技術，因廠制宜采用低壓缸零出力、汽輪機旁路改造、鍋爐穩燃等成熟適用技術方案，縮短改造時間，降低改造成本。在不降低頂峰能力的前提下，改造后純凝機組最小技術出力不超過30%，供熱機組供熱期最小技術出力不超過40%、單日連續運行時間不低于6小時。

（三）積極謀劃煤電健康發展長效市場機制和政策支持

結合煤電定位轉變方向，適應性改革煤電行業體制機制，構建煤電企業有效競爭的市場結構和體系。做好中長期市場和現貨市場的銜接，提升中長期合同比例。豐富交易品種，鼓勵煤電企業和電力用戶自主協商，以靈活浮動方式形成具體價格。探索建立適應高比例可再生能源的電源側容量市場或容量補償機制，完善輔助服務市場，為煤電長期持續穩定投資提供有效激勵。深化燃煤機組上網電價形成機制改革，研究制定煤電兩部制電價機制，充分客觀反映煤電機組電力供應保障的價值，保障煤電企業穩定經營。提升煤電企業融資能力，加大政策支持力度，避免煤電企業現金流斷裂，保障煤電企業穩定經營，逐步解決煤電行業虧損；大力推進煤電聯營兼并重組，研究制定煤電聯營支持政策，實現上下游行業協同共贏發展，著力緩解煤電企業困境；積極推進“煤電+新能源”融合發展，鼓勵存量和增量煤電項目配套建設新能源項目，優先支持煤電企業開展一體化多能互補項目開發，促進煤電行業健康持續發展。

（四）探索創新“新型煤電”發展模式

黨的二十大提出加強煤炭清潔高效利用，健全國家安全體系，確保能源安全。隨著內蒙古新型電力系統建設進程不斷加速，煤電作為內蒙古的主力電源，正在由基礎保障型功能定位向支撐調節型轉變。新型電力系統對煤電靈活、低碳、高效、智能化等方面提出了更高的要求。開展新型煤電發展路徑研究是內蒙古建設新型電力系統的迫切需要。預計從現在到2030年期間建設的大部分煤電項目將運行或延壽運行至2060年，完整經歷“碳達峰”“碳中和”過程，應將其作為面向未來的“新型煤電”進行設計。新型煤電在功能上應與新型電力系統的需求相適應，以較低體量發揮更大的靈活性調節、慣性支撐、供熱、生物質資源消納處置等功能，具備長期應急備用或頻繁啟停調峰能力，實現低碳供能。

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（作者單位：內蒙古三峽蒙能能源有限公司）

責任編輯：張莉莉