電力市場新常態下燃煤發電企業轉型發展思考

姚謙 王敬堯

經濟發展新常態下，煤電企業傳統發電經營難以適應電力發展市場，難以維繼企業生存。煤電企業必須適應市場、開拓市場，走可持續發展轉型道路。

一、電力發展主要特點

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，我國經濟發展步入新常態，全社會用電量平均增速為5.5%。

2.發電供應能力持續增強。截止2019年底，“十三五”全國發電裝機增加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、太陽能發電3940萬千瓦。

3.新能源裝機和發電量大幅提升。在國家能源戰略引領和政策驅動下，新能源迅猛發展。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。根據統計，“十三五”期間，各區域電網日峰谷差率在21-51%之間。隨著產業結構升級，用電負荷峰谷差將進一步加大。

5.靈活調節電源建設滯后。為提高系統調節能力，“十三五”規劃實施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，不到規劃目標的27%。電源側靈活資源潛力挖掘不足，常規火電改造推進滯后，抽蓄等靈活調節電源建設緩慢，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、煤電企業面臨的發展形勢

一是經濟增長速度持續放緩。當前，大國關系、全球產業鏈分工全面重塑，我國正全面發展國內大循環為主體、國內國際雙循環相互促進的新格局，經濟發展長期向好趨勢不變，但挑戰、風險和不確定性顯著增加。根據預測，十四五期間，我國GDP年均增速為5.5%左右。至2035年，工業化基本完成后進入穩定發展階段，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推進，大工業用戶、一般工商業用戶相繼進入市場，市場交易規模大幅增長，相應計劃電量大幅降低。以京津唐電網為例，2016-2019年，600MW機組計劃利用小時由5000小時降低至1600小時。除公共事業用電、農業用電等，其它行業用戶將逐步進入市場，進一步壓減計劃電量成為必然，燃煤機組發電盈利空間進一步降低。

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

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

五是電網側對靈活性資源需求更大。新能源規模快速增長和負荷峰谷差持續拉大成為趨勢，調峰需求量大、需求時間長。煤電機組在電力系統中的“壓艙石”定位短期內不可改變，煤電機組仍是最重要的靈活性資源供應主體。電網對燃煤機組的調峰要求將會更高。

三、煤電企業轉型發展方向

1.降低火電燃煤成本，主動適應電力市場化改革。

未來電力系統的運營模式，必然會是市場模式，這個方向不可能改變。根據相關數據，京津唐電網超過最大負荷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，拓展經營渠道。

2018年7月，國務院印發了《打贏藍天保衛戰三年行動計劃》，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。電力市場新常態下，大容量、高參數燃煤發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，每年供熱產生效益超2000萬元。供汽方面，若在1.0MPa，200°C參數下，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業政策，在服務地方經濟發展的同時為企業增收創效。

3.實施機組靈活性改造，提升調峰能力。

調節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濟基本思路。以華北調峰市場為例，有調節能力的機組，可同時在京津唐調峰、華北市場獲益。2019年10月-2020年4月期間，京津唐電網共產生調峰費用 2.33 億元，調節深度大的機組調峰收益超千萬元。2020年，華北電網出臺《火電機組靈活性改造獎勵辦法》，對經改造最小出力降低且調節范圍增加的火電機組進行電量獎勵。獎勵電量電價執行京津唐市場化交易平均價格（約325元/兆瓦時）。從全年看，調峰不影響年度電量計劃的完成。提升機組調節能力，參與調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%。參與新能源發電是電力企業發展的趨勢。以山西某電廠為例，其利用灰場填埋封閉區空地的太陽能資源，建設容量為10MW的“自發自用”光伏電站，年平均發電量約1165萬千瓦時，節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“源隨荷動”難以滿足新能源消納需要。根據相關數據，華北電網超過最大負荷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，投資建設發電資源，成本高，效率低。需要推動負荷側參與調峰市場機制，發揮電動汽車、分布式儲能、樓宇空調、電采暖等負荷側調節特性。

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，補償常規電源或靈活調節電源因提供深度調峰、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，現有職稱：工程師，研究方向：電力市場。