已于今年1月開始實施的容量電價被業(yè)內看作是我國電力系統(tǒng)轉型史上的里程碑事件。
“國家出臺煤電容量電價政策的重點在于支持煤電機組調節(jié)支撐能力的提升，以此保障電力供應安全，助力以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)構建。”自然資源保護協會能源轉型項目主管黃輝表示，煤電從通過電量獲利轉向通過輔助服務獲利是大勢所趨。
然而，在容量電價機制下，如何優(yōu)化調整煤電的生產運營模式，提升煤機靈活調節(jié)能力、工控系統(tǒng)自主可控能力，是新的挑戰(zhàn)。
煤電既要在新能源出力不穩(wěn)時對電力保供兜底
又要主動讓渡利用小時數轉型為備用電源
根據中國電力企業(yè)聯合會最新發(fā)布的《2024年一季度全國電力供需形勢分析預測報告》，在太陽能發(fā)電、風電等非化石能源快速發(fā)展帶動下，預計2024年，全年全國新增非化石能源發(fā)電裝機合計18.6億千瓦，占總裝機的比重上升至57%左右，部分地區(qū)新能源消納壓力凸顯。
新能源消納的壓力也對煤電靈活性調節(jié)需求更為迫切。煤電既要在新能源出力不穩(wěn)定的情況下對電力保供兜底，又要主動讓渡利用小時數轉型為備用電源。容量電價機制為煤電的這一“犧牲”給予了一定的補償，對申報容量電價考核的機組來說，即使煤電機組沒有發(fā)電，也能領到容量電價。從宏觀上看，容量電價可以促進我國能源綠色低碳轉型。
中國電力企業(yè)聯合會專家委員會副主任委員、國家氣候變化專家委員會委員王志軒告訴本報記者，傳統(tǒng)的煤電機組設計之初，是按照滿負荷運行計算，一臺機組的年利用小時數大概為5500小時，設計壽命一般為30年。隨著新能源大規(guī)模持續(xù)增加以及煤電機組功能轉變，年利用小時數必然下降。近幾年中，有的年份全國平均大致下降了約1000小時，有個別省份煤在某些年，年利用小時數下降到2000多小時。
“煤電發(fā)電利用小時數下降，主要目的就是支撐新能源快速發(fā)展與高比例消納，也是在我國特定的電源結構條件下，推進新型電力系統(tǒng)建設，構建多層次電力市場體系的結果。”王志軒說。
但不可避免的是，在新能源出力不穩(wěn)時，煤電的保供兜底及靈活性調節(jié)也使得設備壽命縮短。
“煤電企業(yè)普遍反映，機組在靈活性調峰時，出力頻繁升降或啟停導致煤電機組煤耗急劇上升和故障、維護費用增加，對機組運行的經濟性和安全性都造成較大影響，設備壽命也大大縮短。”黃輝告訴本報記者，煤電企業(yè)需盡快轉變角色定位，直面挑戰(zhàn)，完成靈活性改造，應用儲能儲熱等對環(huán)保、能耗影響較小的技術實現出力裕量和靈活調節(jié)能力的提升。
企業(yè)因虧損缺乏資金投入對機組升級改造
僅靠容量電價難以足夠支撐煤電發(fā)展
那么，煤電向調節(jié)性電源轉變，進行靈活性改造，容易嗎?
上海發(fā)電設備成套設計研究院有限責任公司高級工程師楊凱鏇對本報記者說：“火電機組被迫調峰，運行小時降低后，電費收益減少了，而且，近兩年煤價很貴，火電企業(yè)基本上處于負債狀態(tài)。對一些老舊機組來說，向調節(jié)性電源轉變確實存在一定壓力。”
公開資料顯示，近年來，煤電企業(yè)連年虧損，2021年，五大發(fā)電集團煤電發(fā)電供熱虧損1360億元，超過2008年—2011年煤電四年虧損之和;2022年，五大發(fā)電集團煤電發(fā)電供熱虧損784億元;盡管2023年“扭虧”，但目前，仍有45%左右的煤電企業(yè)虧損，而且虧損額巨大，主要集中在東北、西南、新疆、寧夏、河北、河南、內蒙古等地。煤企的虧損，又導致煤電行業(yè)相關投資意愿不足。
據了解，在煤電虧的這幾年，煤機也在深度參與調峰。中國電力企業(yè)聯合會首席專家、中國能源研究會理事陳宗法指出：“目前，調峰機組頻繁啟停、快速升降負荷成為常態(tài)，企業(yè)因虧損缺乏資金投入對機組升級改造，煤機被動偏離設計值運行，設備可靠性和經濟性受到嚴重沖擊，表現為發(fā)電設備故障頻發(fā)，供電煤耗不降反升。”
在這樣的背景下，容量電價作為促進煤電功能轉變的一項重要政策，其實很容易受到機組故障影響而大打折扣。陳宗法認為：“光是一個分步實施的容量電價恐怕并不足夠支撐煤電發(fā)展，還需要給予煤電更多實實在在的支持。”
一位煤電企業(yè)從業(yè)人員也告訴本報記者，容量電價重在建立固定成本回收機制。但煤電成本構成中，可變成本中的燃料成本占比就接近80%，而包括折舊等在內的固定成本占比并不大，大約20%左右。目前的容量電價補償標準偏低，分年到位，且門檻高、考核嚴格，煤電企業(yè)壓力仍然較大。
本報記者了解到，2022年，北方、南方兩個典型煤電廠入廠含稅標煤單價分別為1260元/噸、1474元/噸，燃料費分別占總成本的75.24%、83.54%;固定費用分別占總成本的24.76%、16.46%。
必須從根本上解決煤電企業(yè)虧損問題
企業(yè)主體、市場機制、政府政策等要共同發(fā)力
“如果煤電企業(yè)不能從根本上脫困，新能源又未立，將危及國家能源安全大局，影響經濟發(fā)展與社會穩(wěn)定。”陳宗法認為，必須從企業(yè)主體、市場機制、政府政策等方面共同發(fā)力，根本解決煤電虧損問題，提升市場主體的投資意愿，以加快新型能源體系建設，堅決守住能源安全的底線。
據了解，近年來，煤電的發(fā)展重新引起了各級政府、社會各方的高度重視。此前，談到保障能源安全，就批準一堆煤電項目;再談能源轉型，就要控制煤電發(fā)展。
但2021年9月以來，國家出臺了一系列煤電穩(wěn)供保價政策，包括緩繳稅款、增加貸款、撥付國有資本經營預算資金，建立能漲能跌得電價機制，出臺煤電容量電價，增加煤炭產能、釋放煤炭產量、高壓管控煤價，鼓勵開展“兩個聯營”;同時，也適度調增“十四五”煤電規(guī)劃目標，合理布局清潔高效煤電。據了解，為推進新型電力系統(tǒng)建設，國家要求重點在沙戈荒大基地周邊、川渝滇黔等水電富集地區(qū)、電力負荷中心以及主要電力輸入地區(qū)“合理布局清潔高效煤電”。
就目前來看，“煤價煤質是影響煤電機組安全和經濟性運行的關鍵因素，也會影響到機組的最大出力和靈活性能。因此，要進一步完善電煤政策，做到煤質有保障、煤價可控，促進煤電的平穩(wěn)轉型。”黃輝建議，無論是容量補償還是輔助服務政策，建議容量電價配套機制要適當體現差異化，比如，對供熱機組供熱期的靈活性要求予以適當放寬，機組由于供熱導致發(fā)電出力下降，要合理考量供熱的容量價值等。
陳宗法建議，容量電價下煤電企業(yè)不能“躺平”，要轉變觀念，找準定位，通過技術進步與管理創(chuàng)新，改造存量、嚴控增量、有序減量、低碳轉型，實現高質量發(fā)展;其次，要完善與新型電力系統(tǒng)相適應的煤電市場機制，以體現煤電的多維價值，增強市場抗風險能力;最后，政府部門也要未雨綢繆，綜合施策，提升煤電的可持續(xù)發(fā)展能力。
來源: 中國環(huán)境報
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