江蘇電力市場改革對煤電企業(yè)的影響分析及建議

韓 楊

(江蘇新海發(fā)電有限公司 計劃經(jīng)營部，江蘇 連云港 222000)

江蘇省按照中共中央、國務(wù)院出臺新的關(guān)于深化電力體制改革的九號文件，大力推進以售電市場競爭為核心的電力市場改革。電力市場交易促進了風(fēng)電、光電等新能源的消納，降低了電價，市場機制在優(yōu)化配置資源中的決定性作用日益凸顯。

煤電機組是江蘇電網(wǎng)的主力軍，是電力市場改革重要的直接影響主體。隨著各類新能源等機組的不斷建設(shè)，江蘇煤機比重逐年降低，電源結(jié)構(gòu)已形成以煤機為基礎(chǔ)支撐、新能源及其他類型電源快速發(fā)展、外來電為重要補充的多元化電源結(jié)構(gòu)。煤電企業(yè)積極響應(yīng)電力市場化改革，承擔(dān)了基礎(chǔ)保供、平衡調(diào)節(jié)、社會讓利等重任，持續(xù)發(fā)揮社會穩(wěn)定器的歷史擔(dān)當。但改革對煤電企業(yè)的當下經(jīng)營和未來發(fā)展也帶來深刻影響，尤其是國家提出“3060”目標后，電力市場改革步伐加快，并向著構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型，煤電由主體性電源向提供可靠容量、調(diào)峰調(diào)頻等輔助服務(wù)的調(diào)節(jié)性電源轉(zhuǎn)型。

1 江蘇電力市場分析

1.1 主電力市場分析

2011年，江蘇省電力交易市場從直供電模式起步，建立了初期的售電市場。國家發(fā)展改革委“9號文”發(fā)布后，市場發(fā)展速度加快。2017年3月，國家發(fā)展改革委辦公廳和國家能源局綜合司發(fā)布了《關(guān)于同意江蘇省開展售電側(cè)改革試點的復(fù)函》，江蘇成為繼廣東之后，第二個獲批售電側(cè)改革試點的省份。

2017年10月30日，江蘇省發(fā)布了《江蘇省電力中長期交易規(guī)則(暫行)》，用戶和售電公司開始注冊入市，2018年起組織建立了電力直接交易市場,對煤機和部分核電實現(xiàn)全市場電量交易(2021年燃機參與市場)，除少部分優(yōu)先電量外，煤電的電量和電價全部由省能監(jiān)辦規(guī)定上限后，在市場上競爭獲得。

江蘇市場主要有以下特點：一是參與的市場主體多，10KV以上用戶均已具備參與市場資格；二是市場化電量高，連續(xù)四年市場化規(guī)模為全國之首；三是市場結(jié)構(gòu)開放度高，一類用戶、售電公司、發(fā)電企業(yè)等市場主體相對規(guī)模較小，且力量相對均衡，不能對市場形成主導(dǎo)；四是交易品種豐富，目前江蘇市場化交易以直接交易為主，主要為年度交易、次月平臺集中競價交易、發(fā)電側(cè)次月發(fā)電權(quán)及合同電量轉(zhuǎn)讓交易、月內(nèi)掛牌交易、月內(nèi)合同電量轉(zhuǎn)讓交易。

總體來說，江蘇電力市場總體平穩(wěn)、競爭激烈、價格波動較大。由于取消基數(shù)電量計劃，煤電機組的發(fā)電量不飽和，尤其是30萬千瓦以下且供熱量不足的煤機，自發(fā)電量普遍不足，市場競爭加劇。同時，經(jīng)過幾年來市場激烈競爭，部分代理居間獲利較高，改革紅利未充分傳遞至用戶；部分用戶對價格有過高預(yù)期、傾向?qū)L(fēng)險全部轉(zhuǎn)移至售電公司，存在激發(fā)市場風(fēng)險的可能。

1.2 電力輔助服務(wù)市場分析

輔助服務(wù)市場是電力市場改革的重要環(huán)節(jié)之一，也是利用市場化手段消納可再生能源、保障電網(wǎng)平穩(wěn)運行的重要舉措。2019—2020年，江蘇電網(wǎng)先后啟動了電力輔助服務(wù)深度調(diào)峰市場、啟停調(diào)峰市場和調(diào)頻市場。

在深度調(diào)峰市場，2020年市場累計開市80天，煤電機組累計參與1784臺次，單日提供最大調(diào)峰深度435萬千瓦時，累計增加新能源消納8.08億千瓦時；截至2021年3月20日，深度調(diào)峰市場累計開市33天，煤電機組參與深度調(diào)峰770臺次，單日提供最大調(diào)峰深度315萬千瓦時，增加新能源消納2.7億千瓦時。

在調(diào)頻市場，自2020年7月正式運行至2021年3月20日，統(tǒng)計電網(wǎng)平均調(diào)頻性能指數(shù)較市場啟動前提升33.9%。

根據(jù)目前江蘇電網(wǎng)輔助服務(wù)規(guī)則，提供輔助服務(wù)所產(chǎn)生的全部補償費用(包括了深度調(diào)峰、調(diào)頻、啟停調(diào)峰市場)由電網(wǎng)所有統(tǒng)調(diào)發(fā)電企業(yè)及錦蘇直流共同參與分攤：深度調(diào)峰市場，新能源機組(包括核電機組)按2倍運行容量進行分攤(2019年10月執(zhí)行)；其他輔助服務(wù)市場，按機組平均運行容量進行分攤。2020年江蘇統(tǒng)調(diào)發(fā)電企業(yè)輔助服務(wù)補償情況如表1所示。

表1 2020 年江蘇統(tǒng)調(diào)發(fā)電企業(yè)輔助服務(wù)補償

2 電力市場對煤電企業(yè)的影響分析

2.1 電量收入逐年下降

煤電機組參與的市場化電量由2016年的580億千瓦時增加到2020年的2800億千瓦時，讓利總額由10余億元增加到80多億元，度電讓利平均達到2.8分。2020年江蘇電力市場完成直接交易電量2994億千瓦時，規(guī)模位居全國第一，平均讓利2.98分/千瓦時，釋放紅利約89億元，其中約有90%以上是煤電貢獻。以長協(xié)市場為例。2018年，長協(xié)讓利均價約為2分/kWh；2019年，長協(xié)讓利均價約為2.182分/kWh； 2020年，長協(xié)讓利均價約為2.544分/kWh；2021年，長協(xié)讓利均價約為3.633分/kWh。

同時，煤機市場份額隨著核電、新能源、外來電的大規(guī)模接入，不斷呈縮小態(tài)勢。“十三五”期間，統(tǒng)調(diào)煤機利用小時減少745小時，統(tǒng)調(diào)煤機發(fā)電量占比由73.1%降低至64.2%。

電量與電價“雙降”，使得煤電企業(yè)的電量收入呈逐年下降趨勢。

2.2 輔助服務(wù)收益較低

江蘇省的輔助服務(wù)市場規(guī)則未能充分體現(xiàn)“誰受益、誰承擔(dān)”原則，僅發(fā)電側(cè)在市場中進行“零和”交易。由于煤電裝機容量大、部分新能源機組不納入統(tǒng)調(diào)，導(dǎo)致煤電企業(yè)的分攤費用較高，部分參與輔助服務(wù)的煤機還產(chǎn)生負收益。2020年江蘇全網(wǎng)62家統(tǒng)調(diào)煤電企業(yè)累計獲得輔助服務(wù)補償費用7.83億元，扣除分攤費用后，實際獲得總凈收益為3.4億元。其中32家煤電企業(yè)取得盈利(蘇北地區(qū)為18家、蘇南地區(qū)為14家)，最高盈利為3596萬元，30家煤機企業(yè)輔助服務(wù)業(yè)務(wù)為負收益(蘇北地區(qū)為10家、蘇南地區(qū)為20家)，最大虧損-671萬元。

深度調(diào)峰市場為輔助服務(wù)市場最大項目，占輔助服務(wù)總補償費用的54%。由于深度調(diào)峰與煤機供熱壓力存在矛盾，各家煤電企業(yè)會根據(jù)自身情況，在供熱市場和輔助服務(wù)市場進行取舍。對江蘇而言，由于蘇南是省內(nèi)負荷中心，且新能源多集中在江北，蘇南煤機被調(diào)用深度調(diào)峰的概率較低，且因為深度調(diào)峰對機組供熱能力會造成影響，蘇南煤機參與深度調(diào)峰的積極性較低，獲得的輔助服務(wù)補償整體偏少。而江北的負荷和新能源分布情況與蘇南相反，且受電網(wǎng)過江通道輸送能力限制，在光伏、風(fēng)電大發(fā)期間，電網(wǎng)對蘇北煤機深度調(diào)峰需求更加迫切，因此江北煤機整體獲得輔助服務(wù)補償較多。

2.3 機組運行安全性及經(jīng)濟性降低

常規(guī)煤電機組的設(shè)計負荷變動范圍為50%至100%，在機組深度調(diào)峰運行期間，實際運行工況嚴重偏離設(shè)計工況，會帶來鍋爐四管泄漏、重要輔機損壞、空預(yù)器堵塞等較為重大的安全性問題，也相應(yīng)地使設(shè)備壽命降低、人工檢修成本增加。

同時，深度調(diào)峰使設(shè)備供電煤耗率上升，機組運行經(jīng)濟性大幅下降。根據(jù)行業(yè)內(nèi)相關(guān)試驗結(jié)果，以50%負荷為基準點，深調(diào)期間機組供電煤耗上升水平在5%～15%范圍。

江蘇燃煤機組為參與輔助服務(wù)投入了大量的技改資金，積極推進控制系統(tǒng)和主輔設(shè)備的調(diào)頻調(diào)峰靈活性改造，增強響應(yīng)速度和幅度。截至2021年3月，省內(nèi)30萬千瓦及以上統(tǒng)調(diào)燃煤機組共122臺，總裝機容量7044萬千瓦，共有104臺完成至少40%Pe的深度調(diào)峰驗證試驗，裝機容量6239萬千瓦，平均調(diào)峰深度達到36%。

3 政策建議

3.1 引導(dǎo)電力市場科學(xué)發(fā)展

電力市場改革的核心是推進電力資源高效配置，實現(xiàn)節(jié)能減排、合理有序用電。經(jīng)過多年的機制探索和持續(xù)推進，江蘇已成為全國最大規(guī)模的電力市場之一，初步建成了符合江蘇特點的電力市場，探索出很多有效的成熟經(jīng)驗。

在后續(xù)的市場發(fā)展中，應(yīng)加強市場宣傳引導(dǎo)發(fā)動，引導(dǎo)社會正確理解電改的“優(yōu)化配置，有序節(jié)能”作用，將電力市場的社會認識從“降電價”轉(zhuǎn)到“節(jié)成本”，通過合理、有序、節(jié)能的用電方式提升能源的使用效率。由此引導(dǎo)全社會穩(wěn)步減少碳排放，實現(xiàn)環(huán)保減排和能源成本的綜合協(xié)調(diào)。

在市場實施中，應(yīng)積極采取有效的規(guī)則設(shè)計和市場監(jiān)管，一方面減少中間環(huán)節(jié)的紅利截流，有效引導(dǎo)政策紅利向最終用戶傳導(dǎo)，助力實體經(jīng)濟發(fā)展；另一方面積極引導(dǎo)和鼓勵電能節(jié)約，避免電力市場中“以量盈利”模式帶來的市場誤區(qū)，避免用電浪費。

同時穩(wěn)妥推進電力市場發(fā)展，汲取電力市場異常風(fēng)險帶來的經(jīng)驗，從市場體系設(shè)計、規(guī)則設(shè)定等方面加以風(fēng)險規(guī)避，避免大幅波動，影響煤電企業(yè)和社會經(jīng)濟運行。

3.2 完善電力市場定價機制

3.2.1 引入容量電價

所有的煤機都處于容量備用狀況，只要電網(wǎng)需求，無條件根據(jù)調(diào)度指令運行。建議根據(jù)煤電機組的運行成本、運行狀態(tài)、社會效益等方面，給予一定的容量電價，作為其長期備用的補償。

3.2.2 擴大優(yōu)先電量的獲得范圍

目前煤機只根據(jù)供熱量獲得優(yōu)先發(fā)電電量，但很多煤電企業(yè)在按照周邊工業(yè)和城市環(huán)保的要求，開發(fā)污泥摻燒、供壓縮空氣、二氧化碳利用等項目，同樣起到了降低社會綜合能耗、保護當?shù)丨h(huán)境、促進區(qū)域經(jīng)濟發(fā)展的目的。建議擴大優(yōu)先發(fā)電電量的獲得類型，對投產(chǎn)有利于城市環(huán)境、經(jīng)濟的綜合利用項目，都能給予一定的優(yōu)先電量。

同時，在碳排放控制中，建議不僅只針對供熱量進行控制指標核減，其他綜合利用項目也考慮指標核減。

3.2.3 市場化調(diào)節(jié)煤電成本

我國于2019年取消煤電價格聯(lián)動，將標桿上網(wǎng)電價機制改為“基準價+上下浮動”的市場化機制。江蘇電力市場出于保障經(jīng)濟和民生的考慮，始終沒有放開最能實時體現(xiàn)用電成本和市場供求狀況的月度競價和月內(nèi)掛牌交易市場，基準價實際上成為上限電價。電價受限而煤價高企，煤電企業(yè)的利潤不斷下降。

江蘇電力現(xiàn)貨市場預(yù)計將于年底運行，建議在電力市場機制設(shè)計中，在保障經(jīng)濟穩(wěn)定和改善民生的前提下，能將煤電企業(yè)的煤炭成本信號部分地傳遞到市場中，根據(jù)各市場主體的不同受益情況，采取波動電價，緩解煤電企業(yè)的經(jīng)營壓力。

3.3 完善輔助服務(wù)補償機制

根據(jù)《江蘇省“十四五”可再生能源發(fā)展專項規(guī)劃》(征求意見)要求，應(yīng)通過市場化手段，進一步豐富輔助服務(wù)參與主體，鼓勵發(fā)電企業(yè)積極參與調(diào)峰輔助服務(wù)，合理加大補償力度，激勵各類靈活性資源主動提供輔助服務(wù)。

煤電作為輔助服務(wù)的主要提供方，是消納可再生能源的主力，緩解煤電企業(yè)的經(jīng)營壓力，加強對煤電企業(yè)提供輔助服務(wù)的補償，有利于提高可再生能源消納能力，形成可再生能源電力消費引領(lǐng)的長效發(fā)展機制，構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)。

3.3.1 調(diào)整輔助服務(wù)分攤規(guī)則

新能源企業(yè)作為電網(wǎng)輔助服務(wù)的受益者，沒有充分承擔(dān)應(yīng)負的成本，尤其是光伏發(fā)電，超過2/3的光伏機組(容量小于5萬kW)不作為統(tǒng)調(diào)機組，不參與輔助服務(wù)市場，造成省內(nèi)企業(yè)輔助服務(wù)補償費用主要由風(fēng)電及核電支付，光伏支出比例僅2.51%，明顯與全省光伏裝機比例不對應(yīng)。

建議在后續(xù)的輔助服務(wù)政策修訂中，一是充分核定煤機參與輔助服務(wù)的成本，提高市場報價標準；二是借鑒其他區(qū)域電網(wǎng)經(jīng)驗，提供輔助服務(wù)的機組可以進一步降低費用分攤或者不參與分攤。

3.3.2 完善啟停調(diào)峰市場規(guī)則

隨著新能源的調(diào)峰需求越來越大，火電機組啟、停調(diào)峰需求已日益凸顯。30萬級機組完成一次啟、停成本約為60萬元，60萬級以上機組啟停一次的成本更高。

煤機獲得啟停調(diào)峰補償收益有兩個途徑，一是輔助服務(wù)有償調(diào)峰，按電力調(diào)度指令要求在72 小時內(nèi)完成一次啟停進行調(diào)峰的；二是參與輔助服務(wù)啟停調(diào)峰市場中標調(diào)用。由于調(diào)度要求的煤電機組啟、停時長大部分都超過了以上兩種途徑的要求，所以不能獲得任何補償。同時補償標準過低，對煤機來說仍是虧本運行。

建議充分認可煤機參與啟、停調(diào)峰的現(xiàn)狀，對輔助服務(wù)“有償調(diào)峰”和“啟停調(diào)峰”的規(guī)則進行修訂、完善，讓煤機在進行啟、停調(diào)峰過程中可以獲得合理的補償收益，提高煤機企業(yè)參與啟、停調(diào)峰市場的積極性。

3.3.3 提高輔助服務(wù)出清價格

江蘇電網(wǎng)輔助服務(wù)市場2020年累計補償費用約9.29億元，煤機全年凈收益約為3.4億元，凈收益占補償費用36.6%?？紤]江蘇電網(wǎng)規(guī)模，無論是市場累計補償規(guī)模還是煤機凈收益，比廣東、山西等地都有明顯差距。

建議：一是提高輔助服務(wù)的出清價格，使價格能夠真實反映電力系統(tǒng)靈活性資源的稀缺度；二是擴大輔助服務(wù)市場的參與主體；三是將電能價值波動向需求側(cè)傳遞，在擴大交易規(guī)模的同時，引導(dǎo)用戶錯峰用電，降低社會平均能耗。

4 結(jié)論

煤電是保障電網(wǎng)安全的基礎(chǔ)性電源，也是輔助服務(wù)的主要提供方，隨著電力市場改革的不斷推進，煤電企業(yè)告別計劃電量時代，擁抱市場，參與競爭。市場化改革轉(zhuǎn)變了煤電的機組運行方式和業(yè)務(wù)經(jīng)營重點，一定程度上降低了企業(yè)的效益利潤，并增加了安全生產(chǎn)風(fēng)險。但江蘇煤電企業(yè)能主動挖掘自身潛力，努力尋求新的經(jīng)濟增長點。也建議電力市場在繼續(xù)深化改革的過程中，使煤電的穩(wěn)定性和靈活性兩大資源價值能通過市場充分體現(xiàn)，支持煤電有能力、有動力繼續(xù)發(fā)揮基礎(chǔ)性、調(diào)節(jié)性作用， 在維持電力能源供應(yīng)穩(wěn)定的前提下，提高新能源消納能力，與新能源共同構(gòu)建新型電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型。