重估煤电价值对建设电力市场的重要性
煤电在电力系统中仍需发挥重要作用
当前，煤电仍然是我国的基础性电源，装机规模、发电量均居首位。同时也要认识到以下四个趋势：我国能源转型步伐加快，煤电新增规模得到有效控制；煤电清洁化利用持续提升，节能减排达到新水平；煤电装机结构不断优化，以大容量、高参数机组为主；煤电机组运行可靠性总体维持较高水平，平均服役期较短。
前不久召开的中央经济工作会议强调，“要立足以煤为主的基本国情，抓好煤炭清洁高效利用，增加新能源消纳能力，推动煤炭和新能源优化组合”。这充分体现了煤炭和煤电在能源结构向绿色转型过程中的基础地位和战略作用。加快煤电功能重构和转型发展，推进以新能源为主体的电力供给侧改革，对构建新型电力系统、实现“双碳”目标，具有重要意义。
国家对能源安全供应的要求决定煤电在未来一定时间内，仍是能源生产与消费的“压舱石”。据统计数据显示，发电用煤是煤炭消费最清洁的方式，我国9.5亿千瓦的煤电均已完成了超低排放改造，其中50%为保民生的供热机组，发电用煤占全国煤炭消费55%，碳排放占煤炭消费40%。2020年，煤电机组以49%的装机份额保障了全社会61%的电量供应。截至2020年底，我国新能源装机占比24.3%，但发电量占比仅9.5%，距离成为“主体电源”还需要较长时间。此时若快速激进退出化石能源，将出现能源供应风险。
电力系统安全运行需要煤电持续发挥“托底”功能。一是新能源波动性、间歇性和“反调峰”特性突出，增加了供需平衡压力，尤其在极端天气下，电力电量平衡高度依赖煤电。二是风电、光伏渗透率逐步提高，对电网安全供电形成较大冲击。当用电需求与发电出力不匹配，如果不采取主动的拉闸限电举措，就会存在电网崩溃风险，特别是负荷高峰时期更加敏感。三是新能源电源与负荷“时、空”错配，对系统稳定运行和保障消纳带来压力。短期内，风电和光伏实现增量替代存在困难。先天禀赋决定了新能源不能成为峰值负荷主体，峰值负荷还得依靠火电等非新能源主体“托底”。
新型电力系统建设需要煤电提供支撑功能。第一，风、光发电功率的波动完全随天气状况做随机变化，新能源增加的发电能力并不能有效减少系统所拥有的常规煤电容量，反而增加了电力系统平衡压力。第二,电力系统调峰需求达到40%以上，随着新能源占比提高，电力结构多元化，峰值负荷持续提高，调峰压力越来越明显。第三，我国灵活性调节电源比重仅6%，远低于欧美等新能源发展高水平国家，煤电实施灵活性改造已成为解决清洁能源消纳的有效之策。
总之，煤电在新型电力系统中仍需发挥重要作用，在一定时期内，煤电仍将是电源的主要构成，仍将需以一定规模的容量存在较长的时间。
呼吁行业对煤电进行价值重估
当前，煤电产业面临着“双碳”目标倒逼加速转型、新发展格局要求结构加速升级、成本和运营效率损失无法有效疏导三大挑战。总体来看，我国短缺的不是电量而是电力供应，电力资源与负荷中心分布不平衡，且我国辅助服务补偿水平偏低，煤电为电力系统提供保安全、顶峰调频等服务回报力度不足。伴随着以新能源为主体的新型电力系统建设，行业乃至全社会对辅助服务、容量电源、调峰等煤电存在的作用、地位、需求应有更加深刻的认识。
2021年11月24日，中央深改委第22次会议对我国电力市场建设发展提出明确要求，要改革完善煤电价格市场化形成机制，完善电价传导机制，有效平衡电力供需。此次会议正式开启我国电力市场建设的整体优化提升阶段。
对于新能源系统成本，新能源比例越高，消纳成本越高。
对于煤电价值重估，电力市场的核心作用是价值发现，高价值“电”应具备清洁性好、稳定性好、预测性好、调节性好的特点，煤电价值应该按上述标准重估。
在“双碳”目标下，我国煤电和新能源装机的“此消彼长”，构成了电源结构的主要矛盾。该矛盾主要来自于不同品种电源在电力容量和电量上的匹配上，各种电源属性可分解为电量价值、调节价值和容量价值。
电量价值方面，国家发展改革委发布“1439号文”后，煤电上网电价上下浮动比例扩大，但仍没有完全市场化，中长期交易电量电价未充分体现供求关系、峰谷差异。特别是2021年以来，煤价大幅上涨，仅依靠电量价值，成本无法有效传导，要充分考虑容量价值和调节价值。
容量价值方面，在我国传统煤电、水电为主的电力系统中，电源容量特性好，平衡能力强，没有容量价值显性体现。但新能源占比越来越大，电力供需局部性、时段性偏紧的情况下，容量稀缺价值若无法体现，将制约有效容量方面的投资。
调节价值方面,目前，我国电力市场采用的是以电量价格为主的市场机制，绝大部分省份出台的辅助服务政策补偿力度小，缺乏煤电为电力系统提供保安全、顶峰调频等服务的回报。
“十三五”期间，煤电机组灵活性改造仅达到6000万千瓦左右，远低于既定目标，主要原因就在于辅助服务市场不完善、经济补偿不到位。
国家能源集团对所属河北、山西、辽宁、山东、宁夏的煤电机组灵活性运行成本进行分析。与“十三五”时期平均水平相比，2020年五省区灵活性运营损失折算度电成本升高1.4分/千瓦时。2025年，预计度电成本升高4.22分/千瓦时，是2020年的3倍。
加快建设高效有序统一的电力市场
未来，要发挥公平、公正、透明、高效市场配置的基础性作用，发现价格信号、引导有效投资、优化资源配置。发挥市场的调节作用，通过市场与行政的协同，稳妥构建绿色、低碳、清洁、高效的能源体系。
构建完善市场过程中要坚持以下原则：在推行市场降低资源配置成本的同时，也要降低市场建设本身的成本，做到“一张蓝图画到底”，避免推倒重建；加快煤电价值机制建设，解决“煤电顶牛”问题；加快煤电兜底辅助作用的发挥，推进以新能源为主体的新型电力系统建设绝对不能以牺牲能源供应安全为代价；加快跨省跨区送电市场的机制建设，打破统一多层次电力市场建设的桎梏，尽快实现全国、区域、省区市场的有序衔接；最后，加快开展中长期和现货市场衔接，做好用户培育工作，方有利于价格信号的真实发现和高效运作。
个人建议：
一是加快建设全国统一电力市场。加强多层次统一电力市场建设，推进省间电力现货交易，充分发挥市场机制在价格形成、价格传导和资源配置上的决定性作用，进一步促进市场化交易，服务能源电力、经济社会绿色低碳转型。
二是完善煤电“能涨能跌”的市场化电价机制。进一步深化改革，加快确立能反映成本和供求变化、“能涨能跌”的煤电市场化电价机制。加快落实分时电价政策，抑制不合理用电需求，引导用户错峰用电、削峰填谷。加强用户市场意识培育，提升节能降耗水平和能源利用效率，助力产业结构升级。
三是健全市场交易机制，充分体现煤电支撑价值。深化中长期分时段、带曲线签约，加快电力现货市场建设推广，反映煤电在高峰、尖峰时段电力稀缺价值属性。制定统一、明确、可行的政策引领，建立科学、合理的经济回报机制，有效疏导燃煤辅助服务成本，促进煤电灵活性运营升级改造。
四是在充分尊重现有送受电格局基础上，积极有序放开跨省跨区煤电电量入市。尽快完善市场交易机制，送端电源企业与受端省电厂统一市场、统一标准，共同参与受端省电力中长期和现货市场交易，实现跨省跨区电力资源更加合理、经济、高效配置，助力全国统一电力市场建设。
五是在充分考虑送受电地区资源条件和承受能力的前提下，进一步明确跨省跨区的煤电市场化价格形成机制。送端电厂基准价适用落地省基准价水平，并探索建立煤炭价格和电价联动机制，引导不同地区间资源的合理分配，有效平衡电力供需，确保能源安全供应，促进东西部地区经济共同实现高质量发展。
本文系《中国电力企业管理》独家稿件，作者系国家能源投资集团有限责任公司电力销售中心党委书记、董事长。
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