江蘇電力市場改革對煤電企業的影響分析及建議

韓 楊

(江蘇新海發電有限公司 計劃經營部，江蘇 連云港 222000)

江蘇省按照中共中央、國務院出臺新的關于深化電力體制改革的九號文件，大力推進以售電市場競爭為核心的電力市場改革。電力市場交易促進了風電、光電等新能源的消納，降低了電價，市場機制在優化配置資源中的決定性作用日益凸顯。

煤電機組是江蘇電網的主力軍，是電力市場改革重要的直接影響主體。隨著各類新能源等機組的不斷建設，江蘇煤機比重逐年降低，電源結構已形成以煤機為基礎支撐、新能源及其他類型電源快速發展、外來電為重要補充的多元化電源結構。煤電企業積極響應電力市場化改革，承擔了基礎保供、平衡調節、社會讓利等重任，持續發揮社會穩定器的歷史擔當。但改革對煤電企業的當下經營和未來發展也帶來深刻影響，尤其是國家提出“3060”目標后，電力市場改革步伐加快，并向著構建以新能源為主體的新型電力系統轉型，煤電由主體性電源向提供可靠容量、調峰調頻等輔助服務的調節性電源轉型。

1 江蘇電力市場分析

1.1 主電力市場分析

2011年，江蘇省電力交易市場從直供電模式起步，建立了初期的售電市場。國家發展改革委“9號文”發布后，市場發展速度加快。2017年3月，國家發展改革委辦公廳和國家能源局綜合司發布了《關于同意江蘇省開展售電側改革試點的復函》，江蘇成為繼廣東之后，第二個獲批售電側改革試點的省份。

2017年10月30日，江蘇省發布了《江蘇省電力中長期交易規則(暫行)》，用戶和售電公司開始注冊入市，2018年起組織建立了電力直接交易市場,對煤機和部分核電實現全市場電量交易(2021年燃機參與市場)，除少部分優先電量外，煤電的電量和電價全部由省能監辦規定上限后，在市場上競爭獲得。

江蘇市場主要有以下特點：一是參與的市場主體多，10KV以上用戶均已具備參與市場資格；二是市場化電量高，連續四年市場化規模為全國之首；三是市場結構開放度高，一類用戶、售電公司、發電企業等市場主體相對規模較小，且力量相對均衡，不能對市場形成主導；四是交易品種豐富，目前江蘇市場化交易以直接交易為主，主要為年度交易、次月平臺集中競價交易、發電側次月發電權及合同電量轉讓交易、月內掛牌交易、月內合同電量轉讓交易。

總體來說，江蘇電力市場總體平穩、競爭激烈、價格波動較大。由于取消基數電量計劃，煤電機組的發電量不飽和，尤其是30萬千瓦以下且供熱量不足的煤機，自發電量普遍不足，市場競爭加劇。同時，經過幾年來市場激烈競爭，部分代理居間獲利較高，改革紅利未充分傳遞至用戶；部分用戶對價格有過高預期、傾向將風險全部轉移至售電公司，存在激發市場風險的可能。

1.2 電力輔助服務市場分析

輔助服務市場是電力市場改革的重要環節之一，也是利用市場化手段消納可再生能源、保障電網平穩運行的重要舉措。2019—2020年，江蘇電網先后啟動了電力輔助服務深度調峰市場、啟停調峰市場和調頻市場。

在深度調峰市場，2020年市場累計開市80天，煤電機組累計參與1784臺次，單日提供最大調峰深度435萬千瓦時，累計增加新能源消納8.08億千瓦時；截至2021年3月20日，深度調峰市場累計開市33天，煤電機組參與深度調峰770臺次，單日提供最大調峰深度315萬千瓦時，增加新能源消納2.7億千瓦時。

在調頻市場，自2020年7月正式運行至2021年3月20日，統計電網平均調頻性能指數較市場啟動前提升33.9%。

根據目前江蘇電網輔助服務規則，提供輔助服務所產生的全部補償費用(包括了深度調峰、調頻、啟停調峰市場)由電網所有統調發電企業及錦蘇直流共同參與分攤：深度調峰市場，新能源機組(包括核電機組)按2倍運行容量進行分攤(2019年10月執行)；其他輔助服務市場，按機組平均運行容量進行分攤。2020年江蘇統調發電企業輔助服務補償情況如表1所示。

表1 2020 年江蘇統調發電企業輔助服務補償

2 電力市場對煤電企業的影響分析

2.1 電量收入逐年下降

煤電機組參與的市場化電量由2016年的580億千瓦時增加到2020年的2800億千瓦時，讓利總額由10余億元增加到80多億元，度電讓利平均達到2.8分。2020年江蘇電力市場完成直接交易電量2994億千瓦時，規模位居全國第一，平均讓利2.98分/千瓦時，釋放紅利約89億元，其中約有90%以上是煤電貢獻。以長協市場為例。2018年，長協讓利均價約為2分/kWh；2019年，長協讓利均價約為2.182分/kWh； 2020年，長協讓利均價約為2.544分/kWh；2021年，長協讓利均價約為3.633分/kWh。

同時，煤機市場份額隨著核電、新能源、外來電的大規模接入，不斷呈縮小態勢?！笆濉逼陂g，統調煤機利用小時減少745小時，統調煤機發電量占比由73.1%降低至64.2%。

電量與電價“雙降”，使得煤電企業的電量收入呈逐年下降趨勢。

2.2 輔助服務收益較低

江蘇省的輔助服務市場規則未能充分體現“誰受益、誰承擔”原則，僅發電側在市場中進行“零和”交易。由于煤電裝機容量大、部分新能源機組不納入統調，導致煤電企業的分攤費用較高，部分參與輔助服務的煤機還產生負收益。2020年江蘇全網62家統調煤電企業累計獲得輔助服務補償費用7.83億元，扣除分攤費用后，實際獲得總凈收益為3.4億元。其中32家煤電企業取得盈利(蘇北地區為18家、蘇南地區為14家)，最高盈利為3596萬元，30家煤機企業輔助服務業務為負收益(蘇北地區為10家、蘇南地區為20家)，最大虧損-671萬元。

深度調峰市場為輔助服務市場最大項目，占輔助服務總補償費用的54%。由于深度調峰與煤機供熱壓力存在矛盾，各家煤電企業會根據自身情況，在供熱市場和輔助服務市場進行取舍。對江蘇而言，由于蘇南是省內負荷中心，且新能源多集中在江北，蘇南煤機被調用深度調峰的概率較低，且因為深度調峰對機組供熱能力會造成影響，蘇南煤機參與深度調峰的積極性較低，獲得的輔助服務補償整體偏少。而江北的負荷和新能源分布情況與蘇南相反，且受電網過江通道輸送能力限制，在光伏、風電大發期間，電網對蘇北煤機深度調峰需求更加迫切，因此江北煤機整體獲得輔助服務補償較多。

2.3 機組運行安全性及經濟性降低

常規煤電機組的設計負荷變動范圍為50%至100%，在機組深度調峰運行期間，實際運行工況嚴重偏離設計工況，會帶來鍋爐四管泄漏、重要輔機損壞、空預器堵塞等較為重大的安全性問題，也相應地使設備壽命降低、人工檢修成本增加。

同時，深度調峰使設備供電煤耗率上升，機組運行經濟性大幅下降。根據行業內相關試驗結果，以50%負荷為基準點，深調期間機組供電煤耗上升水平在5%～15%范圍。

江蘇燃煤機組為參與輔助服務投入了大量的技改資金，積極推進控制系統和主輔設備的調頻調峰靈活性改造，增強響應速度和幅度。截至2021年3月，省內30萬千瓦及以上統調燃煤機組共122臺，總裝機容量7044萬千瓦，共有104臺完成至少40%Pe的深度調峰驗證試驗，裝機容量6239萬千瓦，平均調峰深度達到36%。

3 政策建議

3.1 引導電力市場科學發展

電力市場改革的核心是推進電力資源高效配置，實現節能減排、合理有序用電。經過多年的機制探索和持續推進，江蘇已成為全國最大規模的電力市場之一，初步建成了符合江蘇特點的電力市場，探索出很多有效的成熟經驗。

在后續的市場發展中，應加強市場宣傳引導發動，引導社會正確理解電改的“優化配置，有序節能”作用，將電力市場的社會認識從“降電價”轉到“節成本”，通過合理、有序、節能的用電方式提升能源的使用效率。由此引導全社會穩步減少碳排放，實現環保減排和能源成本的綜合協調。

在市場實施中，應積極采取有效的規則設計和市場監管，一方面減少中間環節的紅利截流，有效引導政策紅利向最終用戶傳導，助力實體經濟發展；另一方面積極引導和鼓勵電能節約，避免電力市場中“以量盈利”模式帶來的市場誤區，避免用電浪費。

同時穩妥推進電力市場發展，汲取電力市場異常風險帶來的經驗，從市場體系設計、規則設定等方面加以風險規避，避免大幅波動，影響煤電企業和社會經濟運行。

3.2 完善電力市場定價機制

3.2.1 引入容量電價

所有的煤機都處于容量備用狀況，只要電網需求，無條件根據調度指令運行。建議根據煤電機組的運行成本、運行狀態、社會效益等方面，給予一定的容量電價，作為其長期備用的補償。

3.2.2 擴大優先電量的獲得范圍

目前煤機只根據供熱量獲得優先發電電量，但很多煤電企業在按照周邊工業和城市環保的要求，開發污泥摻燒、供壓縮空氣、二氧化碳利用等項目，同樣起到了降低社會綜合能耗、保護當地環境、促進區域經濟發展的目的。建議擴大優先發電電量的獲得類型，對投產有利于城市環境、經濟的綜合利用項目，都能給予一定的優先電量。

同時，在碳排放控制中，建議不僅只針對供熱量進行控制指標核減，其他綜合利用項目也考慮指標核減。

3.2.3 市場化調節煤電成本

我國于2019年取消煤電價格聯動，將標桿上網電價機制改為“基準價+上下浮動”的市場化機制。江蘇電力市場出于保障經濟和民生的考慮，始終沒有放開最能實時體現用電成本和市場供求狀況的月度競價和月內掛牌交易市場，基準價實際上成為上限電價。電價受限而煤價高企，煤電企業的利潤不斷下降。

江蘇電力現貨市場預計將于年底運行，建議在電力市場機制設計中，在保障經濟穩定和改善民生的前提下，能將煤電企業的煤炭成本信號部分地傳遞到市場中，根據各市場主體的不同受益情況，采取波動電價，緩解煤電企業的經營壓力。

3.3 完善輔助服務補償機制

根據《江蘇省“十四五”可再生能源發展專項規劃》(征求意見)要求，應通過市場化手段，進一步豐富輔助服務參與主體，鼓勵發電企業積極參與調峰輔助服務，合理加大補償力度，激勵各類靈活性資源主動提供輔助服務。

煤電作為輔助服務的主要提供方，是消納可再生能源的主力，緩解煤電企業的經營壓力，加強對煤電企業提供輔助服務的補償，有利于提高可再生能源消納能力，形成可再生能源電力消費引領的長效發展機制，構建以新能源為主體的新型電力系統。

3.3.1 調整輔助服務分攤規則

新能源企業作為電網輔助服務的受益者，沒有充分承擔應負的成本，尤其是光伏發電，超過2/3的光伏機組(容量小于5萬kW)不作為統調機組，不參與輔助服務市場，造成省內企業輔助服務補償費用主要由風電及核電支付，光伏支出比例僅2.51%，明顯與全省光伏裝機比例不對應。

建議在后續的輔助服務政策修訂中，一是充分核定煤機參與輔助服務的成本，提高市場報價標準；二是借鑒其他區域電網經驗，提供輔助服務的機組可以進一步降低費用分攤或者不參與分攤。

3.3.2 完善啟停調峰市場規則

隨著新能源的調峰需求越來越大，火電機組啟、停調峰需求已日益凸顯。30萬級機組完成一次啟、停成本約為60萬元，60萬級以上機組啟停一次的成本更高。

煤機獲得啟停調峰補償收益有兩個途徑，一是輔助服務有償調峰，按電力調度指令要求在72 小時內完成一次啟停進行調峰的；二是參與輔助服務啟停調峰市場中標調用。由于調度要求的煤電機組啟、停時長大部分都超過了以上兩種途徑的要求，所以不能獲得任何補償。同時補償標準過低，對煤機來說仍是虧本運行。

建議充分認可煤機參與啟、停調峰的現狀，對輔助服務“有償調峰”和“啟停調峰”的規則進行修訂、完善，讓煤機在進行啟、停調峰過程中可以獲得合理的補償收益，提高煤機企業參與啟、停調峰市場的積極性。

3.3.3 提高輔助服務出清價格

江蘇電網輔助服務市場2020年累計補償費用約9.29億元，煤機全年凈收益約為3.4億元，凈收益占補償費用36.6%?？紤]江蘇電網規模，無論是市場累計補償規模還是煤機凈收益，比廣東、山西等地都有明顯差距。

建議：一是提高輔助服務的出清價格，使價格能夠真實反映電力系統靈活性資源的稀缺度；二是擴大輔助服務市場的參與主體；三是將電能價值波動向需求側傳遞，在擴大交易規模的同時，引導用戶錯峰用電，降低社會平均能耗。

4 結論

煤電是保障電網安全的基礎性電源，也是輔助服務的主要提供方，隨著電力市場改革的不斷推進，煤電企業告別計劃電量時代，擁抱市場，參與競爭。市場化改革轉變了煤電的機組運行方式和業務經營重點，一定程度上降低了企業的效益利潤，并增加了安全生產風險。但江蘇煤電企業能主動挖掘自身潛力，努力尋求新的經濟增長點。也建議電力市場在繼續深化改革的過程中，使煤電的穩定性和靈活性兩大資源價值能通過市場充分體現，支持煤電有能力、有動力繼續發揮基礎性、調節性作用， 在維持電力能源供應穩定的前提下，提高新能源消納能力，與新能源共同構建新型電力系統轉型。