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        評論:電力市場改革下煤電轉型出路

        http://www.extaordinaryreads.com   更新時間: 2020-03-27 14:05:52   能源研究俱樂部

          一、煤電參與電力市場的現狀

          2015年3月,《中共中央 國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發〔2015〕9號)出臺,新一輪的電力改革啟動以“管住中間、放開兩頭”為總體思路,以“三放開、一獨立、三強化”為重點任務。電力體制改革在波折中前進,在改革方向明確的前提下逐步取得階段性進展,但仍落后于既定目標。

          電力體制改革進展迅速,各地區交易市場建成后,市場化交易呈現多種方式。目前全國已形成2個區域級交易中心和33個省級電力交易機構,全國在電力交易機構注冊的售電公司超過4000家,8個電力現貨市場建設試點全部啟動模擬試運行?,F行電力“市場化交易”以雙邊協商、集中競價和掛牌交易為主要方式,引入了“偏差電量”考核機制,對范圍外的合同電量和實際電量進行考核。其中,年度交易主要采用雙邊協商方式(場外雙邊合同的價格由買賣雙方協商確定),月度交易主要采用集中競價(統一出清和撮合成交兩種方式)和掛牌交易方式(交易價格由掛牌價格確定)。除省內“直接交易”外,還有跨省跨區交易、合同電量轉讓交易等。此外,部分?。▍^)組織開展了發電權轉讓交易,由可再生能源或能耗較低機組通過市場化方式替代燃煤發電。

          全國市場交易電量規模不斷擴大,交易電價讓利明顯。隨著電改不斷深入,市場化交易電量不斷增多,由2015年市場交易電量占全社會用電量比重的14.3%到2019年上漲為30.1%,2019年全國各電力交易中心組織開展的各類交易電量合計為28344億千瓦時(省內中長期交易電量占比81%,省間交易電量占比19%)。各類型機組都選擇以低于標桿上網電價的價格爭奪市場份額,2016年全國每度電平均下降6.4分(折合到全電量約下降1.216分),2017年盡管電煤價格較2016年上漲一倍多,導致度電燃料成本上升,但年度市場電力交易價格仍平均降低5分/千瓦時,降低企業用電成本680億元。同時各地市場化交易的電力價格,較政府核定的標桿上網電價有不同程度的下降,山西、吉林、遼寧、云南等省電價下浮明顯。中國電力企業聯合會的數據顯示,目前約50%的燃煤發電上網電量電價已通過市場交易形成,2018年度全國煤電參與市場化交易部分電量的電價,較燃煤標桿電價的平均下浮率為11.24%。

          但電力市場總體發育不足,市場化進程落后于既定目標。電力市場化改革取得了積極成效,但“短期和即時交易通過調度和交易機構實現”還未有效實現,競爭性電力市場建設尚處于探索階段。國家能源局提出了“2018年實現工業用電量100%放開,2020年實現商業用電量的全部放開”的電力市場化目標,當前的市場化交易比重30.1%,遠遠達不到工業用電量100%放開的目標。8個現貨市場試點僅展開試運行,現貨市場建設仍有很多需要摸索和改進的地方。

          市場化價格機制變動將推進電力市場化進程。國務院常務會議決定,從2020年1月1日起,取消煤電價格聯動機制,將標桿上網電價機制改為“基準價+上下浮動”的市場化機制。在過渡期,基準價按當地現行燃煤發電標桿上網電價確定,浮動幅度范圍為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%,國家發展改革委根據市場發展適時對基準價和浮動幅度范圍進行調整,價格改革體現了市場化改革的迫切性和堅定性?!盎鶞蕛r+上下浮動”機制是由市場機制形成的,不是政府調價行為,是市場主體間自愿交易后的價格,有利于促進煤電上下游產業及其市場的協同發展,能夠真實有效反映電力生產成本與電力需求彈性。電價讓利范圍將由大用戶擴展至中小型用戶,為尚未進入市場的50%的燃煤發電上網電量進入市場創造了有利條件,將提升電力市場化交易程度。

          二、煤電困境與電力市場改革

          煤電作為試水電力市場化改革的“排頭兵”,在多重因素(低碳轉型、環保加碼、煤價高企、產能過剩、為新能源讓路等)的聯合施壓下,已經步入了行業轉型的深水期?!笆濉逼陂g煤電政策收緊,但煤電增長規模依然很高(2016~2019年間新建1.36億千瓦裝機),隨著煤電企業虧損加劇,“行政推動為主、市場發力不足”的煤電供給側結構性改革效果日漸乏力。并且,此次煤電規劃建設預警“全面飄綠”,很容易讓煤電建設熱潮重新上演、加劇產能過剩,讓之前的努力付諸東流。

          煤電從電量主體角色轉變為電力電量并重并最終向系統服務的轉型趨勢正逐步成為共識。在此轉型升級過程中,煤電行業陣痛直接表現為企業盈利狀況惡化、大面積虧損甚至出現破產清算風潮。近年來,煤價長時間高位運行、產能過剩和市場競爭導致的煤電機組利用小時數下滑以及“降電價”政策壓力,使得部分煤電企業發電成本與上網電價倒掛情況嚴重。2017年,五大發電集團火電板塊虧損近132億元。2018年火電企業虧損面接近50%,發電集團的資產負債率處于78%的高位水平,巨額的財務費用侵蝕了當期利潤。2020年2月18日,國家發展改革委、國家能源局印發《關于推進電力交易機構獨立規范運行的實施意見》,在交易機構獨立運行的要求上直接給出了量化的股比和工作時間表。這是一個重要信號,標志著電力市場化改革從“過渡期”邁入“實戰期”,不再局限于試點地區的“小打小鬧”,而是要切實推動市場機制、完善落實。產能過剩的煤電行業遭遇市場化改革的“真槍實彈”,是否仍有承壓空間?尚未做好轉型工作的煤電企業能否立足改革進程對長期投資作出正確判斷?

          當前電力市場化改革環境下,煤電行業已不再“旱澇保收”,而是呈現出收益和虧損兩極分化的局面。過去煤電機組享有計劃電量,在推進發用電計劃改革后,計劃電量被削減(中發9號文規定,根據市場發育程度,直接交易的電量和容量不再納入發用電計劃),甚至此后的新煤電機組原則上不給發電計劃,加之煤電產能過剩和為新能源讓路,很多機組尤其是老舊低效機組難以獲得收益保障小時數,機組利用率大幅下滑?,F貨市場開啟后,由于新能源機組加入競價序列,拉低按照邊際出清原則確定的電力交易價格,這就對高煤耗機組形成擠出效應,從而真正實現“清潔機組替代污染機組、高效機組替代低效機組”的節能調度。但我國現貨市場尚未運行,價格引導信號缺失,無法形成正向激勵。正常情況下,在電力市場競爭中無法獲得預期收益,落后企業勢必要被淘汰,從而讓出發電空間。但實際情況是這些企業借助母公司的“輸血”維持生存,也就是形成了事實的“僵尸企業”,繼續擠占寶貴的發電空間、擾亂市場競爭秩序。這無疑是違背經濟運行規律的,會拖累電力市場化改革進程。

          輔助服務市場也是電力市場化改革的重要部分。無法在現貨市場中出清來獲得發電份額的煤電機組,可以轉而提供輔助服務獲取收益。但我國輔助服務市場機制不健全,政策推進的煤電靈活性改造工作進展緩慢,難以完成既定的“十三五”期間2.2億千瓦改造目標?,F行輔助服務市場采用的多是補償分攤機制,但是定價機制不合理,補償分攤機制造成輔助服務的補償標準難以準確反映輔助服務的稀缺價值,且在缺乏現貨市場調整的情況下,輔助服務引發的變化電量無法準確定價,會進一步扭曲輔助服務的價格。因此,輔助服務市場需先將不同時期并網成本的分擔機制理清,明確各發電主體的市場“權利”與“義務”,按照機組所提供的服務類型、貢獻程度來確定各區間定價標準。

          三、電力市場改革下的煤電轉型出路

         ?。ㄒ唬崟r電價機制切實降低發電成本,積累改革紅利的物質基礎

          多年來“三公”調度規則的實行,使得機組在調度過程中無法體現運行效率差異?;A發電小時數保障,使得運行效率低、排放水平高的發電機組仍可獲得可觀的收入。電力市場改革下,將通過現貨市場發現電力價格,發電商將以發電機組短期運營成本為基礎價格進行競標,然后系統將根據機組的報價成本調度發電機組,優先調用邊際成本低的機組。按照邊際出清原則,可再生能源機組加入競價序列后,由于其運營成本低,優先被調度。落后機組的運營成本較高,一般情況下都是最后被調度,這對擠出高煤耗機組具有促進作用,可見現貨市場設計得當,能夠引導機組實現“清潔機組替代污染機組、高效機組替代低效機組”的經濟調度,實時電價將成為經濟有效地促進高比例可再生能源并網、降低棄電率并同時實現系統供電成本和電價降低的有效手段之一。同時實時電價反映出電能商品在時間上的差價,將電能的生產成本及市場批發的價格信號傳遞給終端消費者,也能夠引導消費者在高峰時段少用電、在低谷時段多用電。經濟調度下或將進一步打開省間固化的價格壁壘,進一步優化電流空間流動,實時價格上升時電量自然由過剩區域流向緊缺區域,能夠緩解區域間資源與需求的不匹配問題。實時電價真實反映出電力商品在時間和空間上的供需關系,引導發用電資源響應市場波動,提升電力系統調峰能力、緩解阻塞,使得資源配置更為有效,可以釋放有效投資信號,抑制不合理的新建煤電機組需求,同時挖掘出負荷需求響應的系統價值。

          因此,煤電企業需要從全局角度正確判斷改革方向。在能源革命的轉型過程中,美麗中國的發展要求必然是市場化與清潔化。煤電企業應預判到新增電量空間將主要由清潔能源來滿足,少建、不建煤電是及時止損的長久之計。更要立足自身優勢,將各類煤電機組合理定位,把握電源結構優化調整的戰略機遇期,完成技術改造來釋放更多靈活性資源,在未來電力市場中謀求存量煤電機組的發展空間。

          (二)靈活的輔助服務產品引導部分煤電機組科學調整定位

          目前煤電在我國能源體系中依然占據重要地位,現有的電力系統也是一個以煤電為主要電源結構、靈活性較差的系統,但中長期還是需要依靠可再生能源的規?;l展來實現能源生產和消費革命。近年來隨著我國可再生能源發電比例的不斷升高,電力系統的靈活性要求也將隨之提高。由于可再生能源出力是波動的,當它進入系統之后,系統出力的上下變化變得頻繁且更加重要。隨著可再生能源的大規模并網,電力系統調節手段不足的問題越來越突出,原有的輔助服務計劃補償模式和力度已不能滿足電網運行需求。這就需要加快電力現貨市場建設,同時也需要承擔基荷的煤電機組從市場機制、盈利模式、技術理念到機組運行進行全方位的深刻調整。我國現有的輔助服務產品主要是調峰,但在電力現貨市場建立之后,調峰輔助服務可以逐漸退出市場,轉而替代的是更高效的靈活性輔助服務產品,如靈活性爬坡產品等可以在短時間內快速提供上下調節能力的產品。這就需要一部分煤電機組調整自身功能,從基荷供應到為系統靈活性提供保障。國家從2018年開始加快淘汰30萬千瓦及以下的落后煤電機組,所以未來存量的30萬~60萬千瓦亞臨界機組應該科學合理地發揮靈活性輔助服務作用,實現由電量型機組向電力型機組轉變;而運行年限較長的20萬千瓦及以下常規純凝機組,符合能效、環保標準的應逐步向備用和輔助服務機組轉型,不符合能效環保標準的則應逐步退出市場。除了降低煤電機組最小技術出力的深度調峰相關技術研究外,發電企業還應增強負荷爬坡速率、縮短煤電啟停時間、增加AGC調頻系統性能等相關技術研究,提高煤電機組為系統靈活性服務的能力,從而適應未來大規??稍偕茉窗l展以及電力現貨市場建立后的輔助服務市場。

          (三)長期容量機制釋放中長期價格信號,引導投資轉型

          低碳轉型背景下,未來需要新建可信發電容量和靈活資源(包括儲能裝置)確保提供充裕備用的同時應對低碳清潔電源間歇特性。容量市場的實施主要是因為世界各國的經驗表明,單一電量市場往往無法激勵充足的發電投資來確保資源充裕性,特別是在當市場最高限價被壓低的情況下。簡而言之,如果電量市場稀缺價格上限太低,并且需求響應不能時刻滿足可靠性標準,那么就有必要建立容量市場,以確保發電商能夠收回固定成本。從中長期完全市場化的角度看,僅按照現貨市場的競價規則來獲取發電收益無法彌補備用機組的全部成本。中國的特殊國情,和世界各國電力市場機制建設的經驗均決定了在中國引入容量機制的必要性。發電主體按照各自功能從現貨市場和容量市場獲取相應收益,在監管機制下發揮“市場力量”的作用,真正還原電力的商品屬性且兼顧電力“實時平衡”的商品特性。

          我國電源結構多元,要充分考慮存量電源成本差異、增量電源結構調整需要等因素,來設計容量激勵機制,彌補所需容量因成本高、收益不確定等因素導致的市場競爭不足。美國能夠快速調節的燃氣機組較多,加之其負荷峰谷差較小,容量市場調峰壓力較小,而我國的電力結構以煤電為主,短時間快速啟停的能力有限,同時我國近年來大力發展可再生電力,因此有必要深入研究設計符合我國實際需要的容量市場機制。近年來,關于可再生能源的政策討論中經常被詬病的一點就是中國缺乏美國、歐洲電力系統充足的靈活性特別是氣電資源。這固然有資源和技術層面的問題,但是問題的實質實際上是體制機制問題。試問,如果有合理的機制保證靈活性資源在市場中有合理回報,何愁市場不會投資這些資源呢?

          應辯證動態看待煤電定位的調整和其系統價值。對于現有煤電容量,應充分利用,通過政策逐步建立完善容量市場,引導煤電積極參與調峰等輔助服務,加強對新能源消納的支撐。需要指出的是,容量機制不是存量過?;虻托弘姍C組的“虧損補償”機制,而是對滿足電力資源充裕度所必需資源的公平且有效的經濟激勵機制。同時,在轉型過程中應審視火電利用小時數這一重要評價指標在新形勢下的適用度,考慮煤電定位的調整變化,建立包含發電量、輔助服務、容量供給等服務在內的煤電角色評估機制。

          對于我國電力市場而言,盡管現階段容量市場并未被納入電力市場建設重點,但建立容量機制仍有其必要性。由于負荷預測具有不可測性,長期來看極端情況下高電價的出現是必然事件(如德國近年來圣誕節期間出現的極高電價)。短期來看,以戰略備用為代表的目標容量機制適用于中國電力市場,這是由于我國目前電力供大于求,存在大量老舊機組,戰略備用容量機制可以作為老舊機組退出電量市場的合理路徑;長期來看,全市場容量機制更適應于我國較為復雜的電力市場,較之于行政管控,以市場為主可以更好推動容量市場的平穩有序發展,幫助形成健全合理的電力市場。同時,我國各省間電力供需情況差異較大,電力市場設計不可一概而論,應根據各省的不同情況,確定容量市場建設方向。

        文章關鍵詞: 電力煤電
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