完善電力市場機制體現煤電支撐價值

2022-03-14 09:48:59 中國電力企業管理作者:李宏遠　點擊量：評論 (0)

能源安全事關國計民生，電力安全供給是國家能源安全的重要組成部分。在雙碳目標約束下，我國能源結構轉型是大勢所趨，必由之路。長期以來，...

能源安全事關國計民生，電力安全供給是國家能源安全的重要組成部分。在“雙碳”目標約束下，我國能源結構轉型是大勢所趨，必由之路。長期以來，煤電占據我國電力主體地位，起著保供托底的“壓艙石”作用。“雙碳”目標下，如何統籌清潔轉型、行業發展與電力保供的關系，處理好減污降碳與能源安全的關系，是關乎“雙碳”目標能否實現的重大課題。結合我國電力行業實際，從電力市場建設與煤電價值的重估出發，筆者談幾點個人的認識。

煤電在電力系統中仍需發揮重要作用

當前，煤電仍然是我國的基礎性電源，裝機規模、發電量均居首位。同時也要認識到以下四個趨勢：我國能源轉型步伐加快，煤電新增規模得到有效控制；煤電清潔化利用持續提升，節能減排達到新水平；煤電裝機結構不斷優化，以大容量、高參數機組為主；煤電機組運行可靠性總體維持較高水平，平均服役期較短。

（來源：微信公眾號“中國電力企業管理”作者：李宏遠）

前不久召開的中央經濟工作會議強調，“要立足以煤為主的基本國情，抓好煤炭清潔高效利用，增加新能源消納能力，推動煤炭和新能源優化組合”。這充分體現了煤炭和煤電在能源結構向綠色轉型過程中的基礎地位和戰略作用。加快煤電功能重構和轉型發展，推進以新能源為主體的電力供給側改革，對構建新型電力系統、實現“雙碳”目標，具有重要意義。

國家對能源安全供應的要求決定煤電在未來一定時間內，仍是能源生產與消費的“壓艙石”。據統計數據顯示，發電用煤是煤炭消費最清潔的方式，我國9.5億千瓦的煤電均已完成了超低排放改造，其中50%為保民生的供熱機組，發電用煤占全國煤炭消費55%，碳排放占煤炭消費40%。2020年，煤電機組以49%的裝機份額保障了全社會61%的電量供應。截至2020年底，我國新能源裝機占比24.3%，但發電量占比僅9.5%，距離成為“主體電源”還需要較長時間。此時若快速激進退出化石能源，將出現能源供應風險。

電力系統安全運行需要煤電持續發揮“托底”功能。一是新能源波動性、間歇性和“反調峰”特性突出，增加了供需平衡壓力，尤其在極端天氣下，電力電量平衡高度依賴煤電。二是風電、光伏滲透率逐步提高，對電網安全供電形成較大沖擊。當用電需求與發電出力不匹配，如果不采取主動的拉閘限電舉措，就會存在電網崩潰風險，特別是負荷高峰時期更加敏感。三是新能源電源與負荷“時、空”錯配，對系統穩定運行和保障消納帶來壓力。短期內，風電和光伏實現增量替代存在困難。先天稟賦決定了新能源不能成為峰值負荷主體，峰值負荷還得依靠火電等非新能源主體“托底”。

新型電力系統建設需要煤電提供支撐功能。第一，風、光發電功率的波動完全隨天氣狀況做隨機變化，新能源增加的發電能力并不能有效減少系統所擁有的常規煤電容量，反而增加了電力系統平衡壓力。第二,電力系統調峰需求達到40%以上，隨著新能源占比提高，電力結構多元化，峰值負荷持續提高，調峰壓力越來越明顯。第三，我國靈活性調節電源比重僅6%，遠低于歐美等新能源發展高水平國家，煤電實施靈活性改造已成為解決清潔能源消納的有效之策。

總之，煤電在新型電力系統中仍需發揮重要作用，在一定時期內，煤電仍將是電源的主要構成，仍將需以一定規模的容量存在較長的時間。

呼吁行業對煤電進行價值重估

當前，煤電產業面臨著“雙碳”目標倒逼加速轉型、新發展格局要求結構加速升級、成本和運營效率損失無法有效疏導三大挑戰。總體來看，我國短缺的不是電量而是電力供應，電力資源與負荷中心分布不平衡，且我國輔助服務補償水平偏低，煤電為電力系統提供保安全、頂峰調頻等服務回報力度不足。伴隨著以新能源為主體的新型電力系統建設，行業乃至全社會對輔助服務、容量電源、調峰等煤電存在的作用、地位、需求應有更加深刻的認識。

2021年11月24日，中央深改委第22次會議對我國電力市場建設發展提出明確要求，要改革完善煤電價格市場化形成機制，完善電價傳導機制，有效平衡電力供需。此次會議正式開啟我國電力市場建設的整體優化提升階段。

對于新能源系統成本，新能源比例越高，消納成本越高。

對于煤電價值重估，電力市場的核心作用是價值發現，高價值“電”應具備清潔性好、穩定性好、預測性好、調節性好的特點，煤電價值應該按上述標準重估。

在“雙碳”目標下，我國煤電和新能源裝機的“此消彼長”，構成了電源結構的主要矛盾。該矛盾主要來自于不同品種電源在電力容量和電量上的匹配上，各種電源屬性可分解為電量價值、調節價值和容量價值。

電量價值方面，國家發展改革委發布“1439號文”后，煤電上網電價上下浮動比例擴大，但仍沒有完全市場化，中長期交易電量電價未充分體現供求關系、峰谷差異。特別是2021年以來，煤價大幅上漲，僅依靠電量價值，成本無法有效傳導，要充分考慮容量價值和調節價值。

容量價值方面，在我國傳統煤電、水電為主的電力系統中，電源容量特性好，平衡能力強，沒有容量價值顯性體現。但新能源占比越來越大，電力供需局部性、時段性偏緊的情況下，容量稀缺價值若無法體現，將制約有效容量方面的投資。

調節價值方面,目前，我國電力市場采用的是以電量價格為主的市場機制，絕大部分省份出臺的輔助服務政策補償力度小，缺乏煤電為電力系統提供保安全、頂峰調頻等服務的回報。

“十三五”期間，煤電機組靈活性改造僅達到6000萬千瓦左右，遠低于既定目標，主要原因就在于輔助服務市場不完善、經濟補償不到位。

國家能源集團對所屬河北、山西、遼寧、山東、寧夏的煤電機組靈活性運行成本進行分析。與“十三五”時期平均水平相比，2020年五省區靈活性運營損失折算度電成本升高1.4分/千瓦時。2025年，預計度電成本升高4.22分/千瓦時，是2020年的3倍。

加快建設高效有序統一的電力市場

未來，要發揮公平、公正、透明、高效市場配置的基礎性作用，發現價格信號、引導有效投資、優化資源配置。發揮市場的調節作用，通過市場與行政的協同，穩妥構建綠色、低碳、清潔、高效的能源體系。

構建完善市場過程中要堅持以下原則：在推行市場降低資源配置成本的同時，也要降低市場建設本身的成本，做到“一張藍圖畫到底”，避免推倒重建；加快煤電價值機制建設，解決“煤電頂牛”問題；加快煤電兜底輔助作用的發揮，推進以新能源為主體的新型電力系統建設絕對不能以犧牲能源供應安全為代價；加快跨省跨區送電市場的機制建設，打破統一多層次電力市場建設的桎梏，盡快實現全國、區域、省區市場的有序銜接；最后，加快開展中長期和現貨市場銜接，做好用戶培育工作，方有利于價格信號的真實發現和高效運作。

個人建議：

一是加快建設全國統一電力市場。加強多層次統一電力市場建設，推進省間電力現貨交易，充分發揮市場機制在價格形成、價格傳導和資源配置上的決定性作用，進一步促進市場化交易，服務能源電力、經濟社會綠色低碳轉型。

二是完善煤電“能漲能跌”的市場化電價機制。進一步深化改革，加快確立能反映成本和供求變化、“能漲能跌”的煤電市場化電價機制。加快落實分時電價政策，抑制不合理用電需求，引導用戶錯峰用電、削峰填谷。加強用戶市場意識培育，提升節能降耗水平和能源利用效率，助力產業結構升級。

三是健全市場交易機制，充分體現煤電支撐價值。深化中長期分時段、帶曲線簽約，加快電力現貨市場建設推廣，反映煤電在高峰、尖峰時段電力稀缺價值屬性。制定統一、明確、可行的政策引領，建立科學、合理的經濟回報機制，有效疏導燃煤輔助服務成本，促進煤電靈活性運營升級改造。

四是在充分尊重現有送受電格局基礎上，積極有序放開跨省跨區煤電電量入市。盡快完善市場交易機制，送端電源企業與受端省電廠統一市場、統一標準，共同參與受端省電力中長期和現貨市場交易，實現跨省跨區電力資源更加合理、經濟、高效配置，助力全國統一電力市場建設。

五是在充分考慮送受電地區資源條件和承受能力的前提下，進一步明確跨省跨區的煤電市場化價格形成機制。送端電廠基準價適用落地省基準價水平，并探索建立煤炭價格和電價聯動機制，引導不同地區間資源的合理分配，有效平衡電力供需，確保能源安全供應，促進東西部地區經濟共同實現高質量發展。

本文刊載于《中國電力企業管理》2022年02期，作者系國家能源投資集團有限責任公司電力銷售中心黨委書記、董事長