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火电破冰
发布时间：2022-04-12 18:03:22 文章来源：能源杂志
按照新的产业定位，煤电行业将由电量主体电源向支撑性、调节性

按照新的产业定位，煤电行业将由电量主体电源向支撑性、调节性电源转型。节能降耗改造、供热改造和灵活性改造是煤电企业转型的必然路径，也是适应新型电力系统发展的必然要求。

在从高碳能源向低碳能源转型的征途中，煤电需要试撕下“傻大黑粗”的标签，在技术改造、电力市场改革的推动下，顺势而为，改变行业的生存模式和商业模式。同时，国内辅助服务机制、电力市场机制的不断改革正在筑高火电行业的护城河，助力火电行业转身。

推进三改联动向辅助服务要收益

2021年11月，国家发改委、国家能源局发布《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》，推动煤电行业实施节能降耗改造、供热改造和灵活性改造制造“三改联动”，严控煤电项目，发挥煤电的兜底保障作用和灵活调节能力，实现减排减污降能耗，提供综合服务，实现角色转变，为加快构建以新能源为主体的新型电力系统。

按照改造升级目标，“十四五”期间煤电机组节煤降耗改造规模不低于3.5亿千瓦;供热改造规模力争达到5000万千瓦;完成煤电机组灵活性改造2亿千瓦，增加系统调节能力3000-4000万千瓦。“十四五”期间，实现煤电机组灵活制造规模1.5亿千瓦。

相对能源品种，火电灵活性改造容量成本最低。根据建投能源(000600)披露，使用不同的技术路线改造成本不同，煤电灵活性改造单位千瓦调峰容量成本约在500元-1500元之间，低于抽水蓄能、气电、储能电站等其他系统调节手段。

当前，国内辅助服务的利益保障机制也逐步建立，东北、西北、华北、华东、华中等在内的地区已建立区域和省级两级调峰辅助服务市场，为煤电灵活性改造收益奠定基础。

2021年12月24日，国家能源局发布《电力并网运行管理规定》、《电力辅助服务管理办法》，这是2006年以来对辅助服务管理规则进行的首次修订。新修订的文件进一步扩大了辅助服务提供主体，新增新型储能、自备电厂、传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷等灵活性调节资源;进一步规范辅助服务分类和品种，新增引入转动惯量、爬坡、稳定切机服务、稳定切负荷服务等辅助服务新品种;强调按照“谁提供、谁获利;谁受益、谁承担”的原则，确定补偿方式和分摊机制。

辅助服务机制的建立一方面打开国内辅助服务市场的空间，另一方面为火电企业增加收益创造了条件。国家能源局统计，2021年上半年辅助服务市场交易费用共110.1亿元，其中调峰费用占比84.3%，调频费用占比15.3%，有效缓解提供调峰、调频等辅助服务的煤电企业生产经营压力。

根据国际经验，电力辅助服务费用一般在全社会总电费的3%以上，该比例随着新能源大规模接入还将不断增加。电规总院测算，“十四五”末期我国辅助服务年补偿资金规模将达到约800亿元。进一步释放既有火电机组的调节潜力，激励发电侧、用户侧以及新型主体等灵活性资源参与系统调节。

从五大发电集团的发展策略看，各家企业均在有序推进存量煤电机组“三改联动”升级改造、到期延寿，加快存量煤电向基础保障性和系统调节性电源、向多元耦合多种产品供应转型，发挥好煤电兜底保供、生态环境治理平台作用。

除此之外，为更好发挥煤电基础保障作用，需要进一步完善电价机制。行业内建议，进一步完善分时电价政策，合理确定峰谷、季节性电价价差、建立尖峰电价机制，引导用户削峰填谷，保持电力系统稳定运行。

深度参与电力市场提高交易电价水平

让电力回归商品属性是电力体制改革的归宿。按照电力体制改革“管住中间、放开两头”的思路，我国电力市场化改革进程不断加快，发用电市场竞争格局正在建立。目前，全国市场交易电量占比超过40%，“基准价+上下浮动”电价机制也形成，全国统一电力市场体系正在加速推进。

2022年1月，国家发改委、国家能源局下发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》。意见提出，2025年全国统一电力市场体系初步建成，2030年全国统一电力市场体系基本建成的目标。这一战略部署有利于打破电力交易省间壁垒，发电及用电侧电力交易自主权有望得到进一步提升，减少地方政府对电力市场的行政干预，电力市场化程度有望进一步提升。

伴随电力市场改革深入，电力的商品属性愈加重要，电价也将充分反映电力产品的价值。电力市场化改革是提高煤电收益的新路径，国内电价也将步入上行小周期。

五大发电集团等发电企业也在积极适应全国统一电力市场体系建设，优化机构设置，制定电力市场交易策略，确保中长期交易电量占比不低于装机占比、交易价格不低于市场交易平均价格，现货市场同类型机组效益不低于行业平均水平。

从电网企业发布的2022年1月购电成交情况看，多数省份发电侧价格高于基准电价上浮，其中上海、河南、甘肃分别较当地基准电价上涨25.78%、24.29%、20.79%。

根据国电电力(600795)披露，2021年公司参与市场化交易电量2778.98亿千瓦时，占上网电量的63.10%，平均上网电价358.44元/千千瓦时，较同期增长24.71元/千千瓦时。从2022年的电价情况看，2022年国电电力所属多个省区公司中长协成交电价顶格上浮。

在电力市场化改革不断深入的情景下，煤电企业有条件打破电价管制的红线，成为产业破冰的重要路径。（王秀强 能源杂志）

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