按照新的產(chǎn)業(yè)定位，煤電行業(yè)將由電量主體電源向支撐性、調節性電源轉型。節能降耗改造、供熱改造和靈活性改造是煤電企業(yè)轉型的必然路徑，也是適應新型電力系統發(fā)展的必然要求。
在從高碳能源向低碳能源轉型的征途中，煤電需要試撕下“傻大黑粗”的標簽，在技術(shù)改造、電力市場(chǎng)改革的推動(dòng)下，順勢而為，改變行業(yè)的生存模式和商業(yè)模式。同時(shí)，國內輔助服務(wù)機制、電力市場(chǎng)機制的不斷改革正在筑高火電行業(yè)的護城河，助力火電行業(yè)轉身。
推進(jìn)三改聯(lián)動(dòng) 向輔助服務(wù)要收益
2021年11月，國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布《關(guān)于開(kāi)展全國煤電機組改造升級的通知》，推動(dòng)煤電行業(yè)實(shí)施節能降耗改造、供熱改造和靈活性改造制造“三改聯(lián)動(dòng)”，嚴控煤電項目，發(fā)揮煤電的兜底保障作用和靈活調節能力，實(shí)現減排減污降能耗，提供綜合服務(wù)，實(shí)現角色轉變，為加快構建以新能源為主體的新型電力系統。
按照改造升級目標，“十四五”期間煤電機組節煤降耗改造規模不低于3.5億千瓦;供熱改造規模力爭達到5000萬(wàn)千瓦;完成煤電機組靈活性改造2億千瓦，增加系統調節能力3000-4000萬(wàn)千瓦。“十四五”期間，實(shí)現煤電機組靈活制造規模1.5億千瓦。
相對能源品種，火電靈活性改造容量成本最低。根據建投能源(000600)披露，使用不同的技術(shù)路線(xiàn)改造成本不同，煤電靈活性改造單位千瓦調峰容量成本約在500元-1500元之間，低于抽水蓄能、氣電、儲能電站等其他系統調節手段。
當前，國內輔助服務(wù)的利益保障機制也逐步建立，東北、西北、華北、華東、華中等在內的地區已建立區域和省級兩級調峰輔助服務(wù)市場(chǎng)，為煤電靈活性改造收益奠定基礎。
2021年12月24日，國家能源局發(fā)布《電力并網(wǎng)運行管理規定》、《電力輔助服務(wù)管理辦法》，這是2006年以來(lái)對輔助服務(wù)管理規則進(jìn)行的首次修訂。新修訂的文件進(jìn)一步擴大了輔助服務(wù)提供主體，新增新型儲能、自備電廠(chǎng)、傳統高載能工業(yè)負荷、工商業(yè)可中斷負荷等靈活性調節資源;進(jìn)一步規范輔助服務(wù)分類(lèi)和品種，新增引入轉動(dòng)慣量、爬坡、穩定切機服務(wù)、穩定切負荷服務(wù)等輔助服務(wù)新品種;強調按照“誰(shuí)提供、誰(shuí)獲利;誰(shuí)受益、誰(shuí)承擔”的原則，確定補償方式和分攤機制。
輔助服務(wù)機制的建立一方面打開(kāi)國內輔助服務(wù)市場(chǎng)的空間，另一方面為火電企業(yè)增加收益創(chuàng )造了條件。國家能源局統計，2021年上半年輔助服務(wù)市場(chǎng)交易費用共110.1億元，其中調峰費用占比84.3%，調頻費用占比15.3%，有效緩解提供調峰、調頻等輔助服務(wù)的煤電企業(yè)生產(chǎn)經(jīng)營(yíng)壓力。
根據國際經(jīng)驗，電力輔助服務(wù)費用一般在全社會(huì )總電費的3%以上，該比例隨著(zhù)新能源大規模接入還將不斷增加。電規總院測算，“十四五”末期我國輔助服務(wù)年補償資金規模將達到約800億元。進(jìn)一步釋放既有火電機組的調節潛力，激勵發(fā)電側、用戶(hù)側以及新型主體等靈活性資源參與系統調節。
從五大發(fā)電集團的發(fā)展策略看，各家企業(yè)均在有序推進(jìn)存量煤電機組“三改聯(lián)動(dòng)”升級改造、到期延壽，加快存量煤電向基礎保障性和系統調節性電源、向多元耦合多種產(chǎn)品供應轉型，發(fā)揮好煤電兜底保供、生態(tài)環(huán)境治理平臺作用。
除此之外，為更好發(fā)揮煤電基礎保障作用，需要進(jìn)一步完善電價(jià)機制。行業(yè)內建議，進(jìn)一步完善分時(shí)電價(jià)政策，合理確定峰谷、季節性電價(jià)價(jià)差、建立尖峰電價(jià)機制，引導用戶(hù)削峰填谷，保持電力系統穩定運行。
深度參與電力市場(chǎng) 提高交易電價(jià)水平
讓電力回歸商品屬性是電力體制改革的歸宿。按照電力體制改革“管住中間、放開(kāi)兩頭”的思路，我國電力市場(chǎng)化改革進(jìn)程不斷加快，發(fā)用電市場(chǎng)競爭格局正在建立。目前，全國市場(chǎng)交易電量占比超過(guò)40%，“基準價(jià)+上下浮動(dòng)”電價(jià)機制也形成，全國統一電力市場(chǎng)體系正在加速推進(jìn)。
2022年1月，國家發(fā)改委、國家能源局下發(fā)《關(guān)于加快建設全國統一電力市場(chǎng)體系的指導意見(jiàn)》。意見(jiàn)提出，2025年全國統一電力市場(chǎng)體系初步建成，2030年全國統一電力市場(chǎng)體系基本建成的目標。這一戰略部署有利于打破電力交易省間壁壘，發(fā)電及用電側電力交易自主權有望得到進(jìn)一步提升，減少地方政府對電力市場(chǎng)的行政干預，電力市場(chǎng)化程度有望進(jìn)一步提升。
伴隨電力市場(chǎng)改革深入，電力的商品屬性愈加重要，電價(jià)也將充分反映電力產(chǎn)品的價(jià)值。電力市場(chǎng)化改革是提高煤電收益的新路徑，國內電價(jià)也將步入上行小周期。
五大發(fā)電集團等發(fā)電企業(yè)也在積極適應全國統一電力市場(chǎng)體系建設，優(yōu)化機構設置，制定電力市場(chǎng)交易策略，確保中長(cháng)期交易電量占比不低于裝機占比、交易價(jià)格不低于市場(chǎng)交易平均價(jià)格，現貨市場(chǎng)同類(lèi)型機組效益不低于行業(yè)平均水平。
從電網(wǎng)企業(yè)發(fā)布的2022年1月購電成交情況看，多數省份發(fā)電側價(jià)格高于基準電價(jià)上浮，其中上海、河南、甘肅分別較當地基準電價(jià)上漲25.78%、24.29%、20.79%。
根據國電電力(600795)披露，2021年公司參與市場(chǎng)化交易電量2778.98億千瓦時(shí)，占上網(wǎng)電量的63.10%，平均上網(wǎng)電價(jià)358.44元/千千瓦時(shí)，較同期增長(cháng)24.71元/千千瓦時(shí)。從2022年的電價(jià)情況看，2022年國電電力所屬多個(gè)省區公司中長(cháng)協(xié)成交電價(jià)頂格上浮。
在電力市場(chǎng)化改革不斷深入的情景下，煤電企業(yè)有條件打破電價(jià)管制的紅線(xiàn)，成為產(chǎn)業(yè)破冰的重要路徑。
