电力市场新常态下燃煤发电企业转型发展思考

姚谦 王敬尧

经济发展新常态下，煤电企业传统发电经营难以适应电力发展市场，难以维继企业生存。煤电企业必须适应市场、开拓市场，走可持续发展转型道路。

一、电力发展主要特点

1.全社会用电增速逐步放缓。改革开放以来，全社会用电量实现快速增长。1978-2000年，平均增速为8.3%，2001-2010年，平均增速为12%，2011-2019年，我国经济发展步入新常态，全社会用电量平均增速为5.5%。

2.发电供应能力持续增强。截止2019年底，“十三五”全国发电装机增加6.2亿千瓦时，年均增速7.1%，年均增加水电952万千瓦，煤电3746万千瓦、燃气636万千瓦、风电2323万千瓦、太阳能发电3940万千瓦。

3.新能源装机和发电量大幅提升。在国家能源战略引领和政策驱动下，新能源迅猛发展。截止2019年底，风电、光伏装机分别达到2.1亿千瓦、2.05亿千瓦，“十三五”期间风电装机容量年均增长13%，太阳能装机容量年均增长41%。2019年，风电和光伏发电量占比分别达到6.2%和3.4%，较2015年分别提高3.4和2.7个百分点。

4.用电负荷尖峰化明显。根据统计，“十三五”期间，各区域电网日峰谷差率在21-51%之间。随着产业结构升级，用电负荷峰谷差将进一步加大。

5.灵活调节电源建设滞后。为提高系统调节能力，“十三五”规划实施2.2亿千瓦时煤电灵活性改造，2019年底完成不足6000万千瓦时，不到规划目标的27%。电源侧灵活资源潜力挖掘不足，常规火电改造推进滞后，抽蓄等灵活调节电源建设缓慢，清洁能源可提供灵活性资源不确定性强，导致灵活性资源供应结构问题突出。

二、煤电企业面临的发展形势

一是经济增长速度持续放缓。当前，大国关系、全球产业链分工全面重塑，我国正全面发展国内大循环为主体、国内国际双循环相互促进的新格局，经济发展长期向好趋势不变，但挑战、风险和不确定性显著增加。根据预测，十四五期间，我国GDP年均增速为5.5%左右。至2035年，工业化基本完成后进入稳定发展阶段，GDP年均增速预计降至4%左右。

二是高电价的计划电量不断缩减。随着电力市场化改革的持续推进，大工业用户、一般工商业用户相继进入市场，市场交易规模大幅增长，相应计划电量大幅降低。以京津唐电网为例，2016-2019年，600MW机组计划利用小时由5000小时降低至1600小时。除公共事业用电、农业用电等，其它行业用户将逐步进入市场，进一步压减计划电量成为必然，燃煤机组发电盈利空间进一步降低。

三是煤炭去产能超出预期，燃煤成本居高不下。在“供给侧改革”、“去产能”等多个国家政策的影响下，2016年以来，煤炭市场持续呈现供不应求的局面，煤炭价格不断上涨，环渤海动力煤价格指数由2015年底的372元/吨最高涨至610元/吨。期间煤炭价格持续高位运行，环渤海动力煤价格指数在570-610元/吨之间波动。煤炭价格的升高，大幅消减火电企业的利润。

四是环保压力越来越大。2015年1月1日新《环保法》实施以来，煤电项目的环评、排污标准与排污总量、按日处罚等条款犹如给煤电企业上了若干道“紧箍咒”。面对日益严峻的环境问题和更加严苛的环保应急措施，地方启动重污染天气应急预案频次多、时间长，节能减排的硬性要求增加了机组运营成本。

五是电网侧对灵活性资源需求更大。新能源规模快速增长和负荷峰谷差持续拉大成为趋势，调峰需求量大、需求时间长。煤电机组在电力系统中的“压舱石”定位短期内不可改变，煤电机组仍是最重要的灵活性资源供应主体。电网对燃煤机组的调峰要求将会更高。

三、煤电企业转型发展方向

1.降低火电燃煤成本，主动适应电力市场化改革。

未来电力系统的运营模式，必然会是市场模式，这个方向不可能改变。根据相关数据，京津唐电网超过最大负荷95%的时间仅42小时，占千分之五。在满足电力平衡的前提下，电量市场必然供大于求。2019年华北地区直接交易电价平均降低20.5元/兆瓦时。电力市场面临量价齐跌的局面，必须不断压降运营成本特别是燃煤成本。对于600MW机组，交易电价每降低1分/千瓦时，标煤单價需降低约32元/吨才可维持度电利润平衡。

2.实施供热供汽改造，拓展经营渠道。

2018年7月，国务院印发了《打赢蓝天保卫战三年行动计划》，明确提出加大对纯凝机组技术改造力度，充分释放和提高供热、供汽能力。电力市场新常态下，大容量、高参数燃煤发电机组应积极参与热力市场。以山西某600MW机组为例，供热方面，按照年供热量150万吉焦，标煤单价650元/吨，热价27.5元/吉焦测算，综合考虑供热成本、供热奖励电量、供热对煤耗的贡献等，每年供热产生效益超2000万元。供汽方面，若在1.0MPa，200°C参数下，供汽30T/H，考虑供汽耗煤、投资分摊等成本，按照蒸汽价150元/吨测算，每年供汽效益超350万元。供热供汽收益相当于增加了约10亿千瓦时平均含税价格为300元/兆瓦时的电量。供热供汽顺应国家产业政策，在服务地方经济发展的同时为企业增收创效。

3.实施机组灵活性改造，提升调峰能力。

调节能力弱已成为电力能源转型的关键瓶颈。从市场角度说，稀缺资源一定会有价值。谁受益谁承担是市场经济基本思路。以华北调峰市场为例，有调节能力的机组，可同时在京津唐调峰、华北市场获益。2019年10月-2020年4月期间，京津唐电网共产生调峰费用 2.33 亿元，调节深度大的机组调峰收益超千万元。2020年，华北电网出台《火电机组灵活性改造奖励办法》，对经改造最小出力降低且调节范围增加的火电机组进行电量奖励。奖励电量电价执行京津唐市场化交易平均价格（约325元/兆瓦时）。从全年看，调峰不影响年度电量计划的完成。提升机组调节能力，参与调峰市场是火电机组提质增效的又一途径。

4.积极探索参与新能源发电。

2010-2019年，我国非化石能源占一次能源消费比例从9.4%提升至15.3%，新能源已经成为能源电力结构中的重要组成部分。按照国家确定的目标，2030年非化石能源占一次能源消费比重达到20%，2050年超过50%。参与新能源发电是电力企业发展的趋势。以山西某电厂为例，其利用灰场填埋封闭区空地的太阳能资源，建设容量为10MW的“自发自用”光伏电站，年平均发电量约1165万千瓦时，节约等量厂用电增加利润436万元。

5.积极推动电力市场机制体制改革。

传统“源随荷动”难以满足新能源消纳需要。根据相关数据，华北电网超过最大负荷95%的时间仅仅65小时，占千分之七，京津唐电网超过最大负荷95%的时间仅42小时，占千分之五。满足5%尖峰负荷，投资建设发电资源，成本高，效率低。需要推动负荷侧参与调峰市场机制，发挥电动汽车、分布式储能、楼宇空调、电采暖等负荷侧调节特性。

四、有关建议

1.尽快建议容量机制，平抑大容量煤电机组建设投资，进一步发挥市场对资源配置的作用。

2.完善辅助服务市场体系，补偿常规电源或灵活调节电源因提供深度调峰、备用、启停等辅助服务所引起的成本增加。

作者简介：

姚谦，男，1981年3月，籍贯：甘肃省会宁县，现有职称：工程师，

研究方向：电力市场。

王敬尧，男，1975年1月，籍贯：山东省潍坊市，现有职称：工程师，研究方向：电力市场。