2018年全年，全社會用電量增速居近7年最高值，前11個月同比增長8.5%，增速比上一年同期提高2個百分點。從煤電企業(yè)的效益看，在動力煤依然位于500~570元/噸“綠色區(qū)間”之上的情況下，發(fā)電企業(yè)的邊際效益同比略有所好轉(zhuǎn)，但虧損面依然高居53%以上。
由于煤電發(fā)電量比重持續(xù)騰退，為新能源釋放了充足的市場空間。2018年全年發(fā)電增量部分，新能源貢獻率超過22%，終端用電增量中超過30%的貢獻來自工業(yè)冶煉、交通運輸、居民取暖等領(lǐng)域電力對煤炭的替代。此外，煤電的節(jié)能減排也取得良好業(yè)績，煤電超低排放和節(jié)能改造大力實施、供電煤耗持續(xù)下降，并率先部署了碳減排、主動應(yīng)對碳交易等措施。
煤電裝機、發(fā)電量分別占我國發(fā)電裝機、發(fā)電量總量的55%和65%，長期以來在電力系統(tǒng)中一直承擔著電力安全穩(wěn)定供應(yīng)、集中供熱等重要的基礎(chǔ)性作用，未來還將兼有主體電源供應(yīng)和保障新能源發(fā)電的應(yīng)急調(diào)峰和靈活性電源作用?？傮w來說，煤電清潔化發(fā)電與煤電保障新能源發(fā)電決定了煤電是我國能源中長期清潔發(fā)展基礎(chǔ)的歷史使命。
在完成清潔化、靈活性改造的基礎(chǔ)上，重點發(fā)揮煤電的主體能源支撐和電力調(diào)峰兩大功能，這是我們談?wù)撁弘?ldquo;去產(chǎn)能”問題的前提。
調(diào)結(jié)構(gòu)是重點
從總量調(diào)控的目標來看，2016年頒布的《電力發(fā)展“十三五”規(guī)劃》提出，到2020年，全國煤電裝機容量力爭控制在11億千瓦以內(nèi)，“十四五”結(jié)束時力爭控制在12.4億千瓦左右。2017年底，我國煤電裝機總量為9.8億千瓦，這意味著從2018年到2020年，每年仍有3000萬千瓦左右的增長空間。因此，重點在于處理好增量與存量之間的關(guān)系，用存量減少提供更多增量以實現(xiàn)煤電功能調(diào)整，在增量功能定位確定的基礎(chǔ)上，通過地區(qū)軸和時間軸兩個維度實施存量減少調(diào)整，將是未來幾年煤電發(fā)展的重點。
增量功能確定，是煤電結(jié)構(gòu)調(diào)整的重點。煤電要嚴控增量，有限的增量空間要實施東西資源優(yōu)化配置戰(zhàn)略、向特高壓輸電的配套電源集中。2018年，我國特高壓建設(shè)再次提速，在國家能源局提出要加速推進的9項重點輸變電工程中，包括了12條特高壓線路，其中涉及多家千萬千瓦級煤電基地作為配套電源。特高壓雖然是為了解決清潔電力的長距離、大規(guī)模輸送而生，但在配套電源尚不完備的地區(qū)，一段時間內(nèi)仍然需要煤電的支持。
存量減少主要是在東部地區(qū)上調(diào)整。我國電源布局最初是按照就地平衡的原則發(fā)展起來的，電源靠近負荷中心。浙江、江蘇、山東、廣東等發(fā)達省市，沒有其他能源資源，就率先發(fā)展成為煤電大省。隨著經(jīng)濟結(jié)構(gòu)的調(diào)整，一些高耗能產(chǎn)業(yè)正在從東部地區(qū)逐步退出，同時在環(huán)境容量壓力下，這些東部省份正在加快煤炭及煤電去產(chǎn)能的步伐。但是這一過程也應(yīng)該因勢利導(dǎo)，尤其在經(jīng)濟下行壓力加大、產(chǎn)業(yè)轉(zhuǎn)型尚未完成的情況下，強制性的煤電去產(chǎn)能，會對經(jīng)濟帶來不利影響。
以近兩年長江三角洲“減煤控煤”為例，減煤的正確路徑應(yīng)該是控制工業(yè)以及居民的散燒煤，通過電能替代轉(zhuǎn)化為電能消費。但由于壓減散煤的難度較大，有些省份的減煤任務(wù)便轉(zhuǎn)移到了煤電身上。由于跨區(qū)輸電通道容量限制，煤電壓減部分在高峰時期有可能無法由西部地區(qū)替代。在用電形勢較好的時候，去煤電意味著發(fā)電企業(yè)喪失了可發(fā)電量，對工商業(yè)用電會形成制約甚至缺電狀況，這對社會經(jīng)濟、對企業(yè)都會造成不利影響。因此，東部地區(qū)去煤電要循序漸進。
從時間上看，要有序消化在建、在運煤電機組。由于前兩年下放投資審批權(quán)，各省地方政府要求投資新建一批煤電機組作為投資拉動經(jīng)濟的措施，導(dǎo)致在建規(guī)模快速提高，超過2.5億千瓦，由此預(yù)期煤電會出現(xiàn)階段性嚴重過剩，控制煤電成為電力行業(yè)一項重要任務(wù)。在建機組投產(chǎn)納入最嚴格的監(jiān)管，導(dǎo)致大量在建項目在曬太陽，這部分項目投資財務(wù)如何處理，正在考驗各級政府和企業(yè)的智慧。
2018年，國家出臺了部分機組可以申報成為應(yīng)急調(diào)峰機組的措施，這是緩解煤電相對過剩的有效措施之一。但是這部分機組容量不進入發(fā)電裝機容量總規(guī)模統(tǒng)計的“名冊”，導(dǎo)致部分機組有電量卻無法納入有“名冊”的利用小時統(tǒng)計，顯然這種權(quán)益之計不可取，會造成歷史數(shù)據(jù)失真。應(yīng)急調(diào)峰機組容量納入發(fā)電裝機總?cè)萘?，可能?dǎo)致煤電規(guī)模增加，甚至超過規(guī)劃限值，這是調(diào)整了煤電在電力系統(tǒng)定位后所出現(xiàn)的新情況，可在總量中單列出新增(因為存量中還有很多應(yīng)急機組)應(yīng)急調(diào)峰機組規(guī)模。
對于在運機組的消化，2018年國務(wù)院印發(fā)的《打贏藍天保衛(wèi)戰(zhàn)三年行動計劃》提出，要“大力淘汰關(guān)停環(huán)保、能耗、安全等不達標的30萬千瓦以下燃煤機組”。
但在現(xiàn)實中，淘汰落后機組往往采取了“一刀切”的方式。對于經(jīng)濟起步較早的東部省份而言，經(jīng)過幾輪“上大壓小”的政策性調(diào)整，大部分30萬千瓦以下機組已經(jīng)退役，還有一部分當初因處于當?shù)刎摵芍行幕螂娋W(wǎng)運行支撐位置而無法退出的，經(jīng)過多年運行，確實已經(jīng)或快到了生命周期結(jié)束的時候，應(yīng)盡快籌劃考慮逐步退出問題，這部分機組的退出要統(tǒng)籌好系統(tǒng)電源、電網(wǎng)、負荷。但對于一些運行狀況良好、已經(jīng)沒有債務(wù)負擔的機組來說，目前正是其發(fā)揮最佳經(jīng)濟效益的時候，完全可以用來做調(diào)峰服務(wù)。
對每一臺可能面臨淘汰的煤電機組，引入第三方評價機制是一條可行的路徑，綜合每一個機組的煤耗、經(jīng)濟性、系統(tǒng)定位及在當?shù)仉娋W(wǎng)中所處的地位等因素進行綜合評價。盲目“一刀切”，將會造成極大的社會、經(jīng)濟資源浪費。
市場化是趨勢
煤電所釋放的空間，最終會被清潔能源所替代，但這需要一個過程。在此期間，賦予煤電一定的市場主體身份，通過價格機制、現(xiàn)貨交易、容量市場等手段逐步實現(xiàn)市場化退出，是未來的趨勢。
2018年，電力改革領(lǐng)域頂層政策頻出，市場建設(shè)內(nèi)容深化，煤電發(fā)電量市場化率進一步擴大，完成了系統(tǒng)電價梳理與政策性、市場化降價。
“中間管制”部分已經(jīng)基本明確，建立了涵蓋省級電網(wǎng)、區(qū)域電網(wǎng)、跨區(qū)跨省專項工程、地方電網(wǎng)和增量配電網(wǎng)的輸配電價體系以及對其各環(huán)節(jié)實施成本監(jiān)審的機制，這在歷史上是從來沒有的。“兩頭放開”部分，也已出臺政策明確中長期協(xié)約，可以實現(xiàn)發(fā)電上網(wǎng)電價與電煤價格聯(lián)動、銷售電價與用電產(chǎn)品價格聯(lián)動的市場價格形成機制。但是，這樣的市場化煤電價格傳導(dǎo)機制可能由于多種利益主體沖突而難以實施。
在反映資源稀缺程度方面，目前的電價機制存在很大問題，電力供需從過剩到平衡再到偏緊，價格形成機制基本沒有變化。沒有發(fā)電機組、部分輸電線路、調(diào)峰機組等的容量電價，沒有環(huán)保水平的激勵電價，僅按電量電價說事，缺乏合理的市場化疏導(dǎo)機制，導(dǎo)致發(fā)電企業(yè)、尤其是煤電企業(yè)的合理利潤空間被肆意擠壓。機組靈活性改造由于缺乏輔助服務(wù)、靈活調(diào)峰和現(xiàn)貨等電價機制，也因此缺少了投資激勵。
在電力市場化交易方面，2018年，我國電力交易規(guī)模進一步擴大，2018年前三季度，市場交易電量達到1.45萬億千瓦時，同比增長38%，市場化交易電量占全社會用電量的28.3%，占電網(wǎng)售電量的34.5%。
但是各地電力市場建設(shè)中的一大問題是缺乏規(guī)范，省級交易平臺以滿足省內(nèi)特定市場建設(shè)需要為目標，沒有考慮跨省區(qū)市場銜接的需要，也沒有考慮與其他省內(nèi)市場配合，從而導(dǎo)致煤電跨地區(qū)輸送存在省間壁壘，尤其在西電東送的過程中，西部省份的煤電價格要低于東部省份的標桿電價才能實現(xiàn)交易，發(fā)電成本取決于送端的燃料成本，而銷售落地電價則控制在受端政府的手中。最后的結(jié)果，就是東部的電力用戶擠占了西部發(fā)電企業(yè)的利潤空間，造成了“跨區(qū)剝削”，這與國家整體的區(qū)域發(fā)展戰(zhàn)略相違背。
鑒于上述原因，價格機制的進一步完善將成為下一步工作的重點。新一輪輸配電價核定、跨區(qū)送電價格機制的形成將成為2019年的亮點工作，目標在于積極鼓勵電力送出端能夠通過市場化價格傳導(dǎo)順利送到受端，實現(xiàn)電力資源優(yōu)化配置。
在市場化交易方面，跨區(qū)送電也在呼喚國家監(jiān)管，不能任由各地政府加價，否則仍會出現(xiàn)跨區(qū)輸電線路負荷不飽滿、甚至負荷率很低的問題。同時，送受兩端輸電價格傳導(dǎo)，也要合理考慮送端生產(chǎn)成本，不能任由受端政府不實事求是地要求降價，避免出現(xiàn)送端發(fā)電企業(yè)無法經(jīng)營的狀況。
“煤電聯(lián)動”將現(xiàn)新格局
在以往煤電滿負荷運行、主要滿足供應(yīng)的情況下，煤電發(fā)展所面臨的最大約束就是燃料問題，即我們通常所說的“煤電矛盾”。但是，隨著煤電更大比例參與調(diào)峰，影響其經(jīng)營效益的因素就不再僅僅是燃料成本問題，而是發(fā)電、輸配電再到終端用戶的全產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)的生產(chǎn)與服務(wù)水平。
國家已經(jīng)出臺政策，明確中長期協(xié)議，可以實現(xiàn)發(fā)電上網(wǎng)電價與電煤價格聯(lián)動、銷售電價與用電產(chǎn)品價格聯(lián)動的市場價格形成機制，并分別在2016年、2018年兩次發(fā)布政策，鼓勵煤電聯(lián)營，尤其是鼓勵煤炭和發(fā)電企業(yè)投資建設(shè)煤電一體化項目，以及煤炭和發(fā)電企業(yè)相互參股、換股等多種形式。
但在現(xiàn)實中，煤電聯(lián)營并不適合所有企業(yè)。將煤、電放在一個籃子中，存在一榮俱榮、一損俱損的風險，并不是所有發(fā)電企業(yè)必須走的唯一道路。對于眾多發(fā)電企業(yè)而言，通過電煤的長協(xié)、現(xiàn)貨和期貨等方式可對沖煤炭供應(yīng)問題，同時實現(xiàn)“市場化煤電聯(lián)動機制”，即煤和電的價格協(xié)同、電力和終端用戶產(chǎn)品的價格協(xié)同。
協(xié)同的關(guān)鍵，是上下游數(shù)據(jù)有效、透明并輔以政府監(jiān)管，實現(xiàn)數(shù)據(jù)的透明，滿足設(shè)定的聯(lián)動條件就自動聯(lián)動。各地政府可以聘請第三方來建設(shè)大數(shù)據(jù)平臺，統(tǒng)一標準、統(tǒng)一數(shù)據(jù)庫模板，由中央監(jiān)管各地平臺成立與否、數(shù)據(jù)質(zhì)量如何以及數(shù)據(jù)如何應(yīng)用。
