按照新的產(chǎn)業(yè)定位，煤電行業(yè)將由電量主體電源向支撐性、調(diào)節(jié)性電源轉(zhuǎn)型。節(jié)能降耗改造、供熱改造和靈活性改造是煤電企業(yè)轉(zhuǎn)型的必然路徑，也是適應(yīng)新型電力系統(tǒng)發(fā)展的必然要求。

在從高碳能源向低碳能源轉(zhuǎn)型的征途中，煤電需要試撕下“傻大黑粗”的標簽，在技術(shù)改造、電力市場改革的推動下，順勢而為，改變行業(yè)的生存模式和商業(yè)模式。同時，國內(nèi)輔助服務(wù)機制、電力市場機制的不斷改革正在筑高火電行業(yè)的護城河，助力火電行業(yè)轉(zhuǎn)身。

推進三改聯(lián)動 向輔助服務(wù)要收益

2021年11月，國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布《關(guān)于開展全國煤電機組改造升級的通知》，推動煤電行業(yè)實施節(jié)能降耗改造、供熱改造和靈活性改造制造“三改聯(lián)動”，嚴控煤電項目，發(fā)揮煤電的兜底保障作用和靈活調(diào)節(jié)能力，實現(xiàn)減排減污降能耗，提供綜合服務(wù)，實現(xiàn)角色轉(zhuǎn)變，為加快構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)。

按照改造升級目標，“十四五”期間煤電機組節(jié)煤降耗改造規(guī)模不低于3.5億千瓦;供熱改造規(guī)模力爭達到5000萬千瓦;完成煤電機組靈活性改造2億千瓦，增加系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力3000-4000萬千瓦。“十四五”期間，實現(xiàn)煤電機組靈活制造規(guī)模1.5億千瓦。

相對能源品種，火電靈活性改造容量成本最低。根據(jù)建投能源(000600)披露，使用不同的技術(shù)路線改造成本不同，煤電靈活性改造單位千瓦調(diào)峰容量成本約在500元-1500元之間，低于抽水蓄能、氣電、儲能電站等其他系統(tǒng)調(diào)節(jié)手段。

當前，國內(nèi)輔助服務(wù)的利益保障機制也逐步建立，東北、西北、華北、華東、華中等在內(nèi)的地區(qū)已建立區(qū)域和省級兩級調(diào)峰輔助服務(wù)市場，為煤電靈活性改造收益奠定基礎(chǔ)。

2021年12月24日，國家能源局發(fā)布《電力并網(wǎng)運行管理規(guī)定》、《電力輔助服務(wù)管理辦法》，這是2006年以來對輔助服務(wù)管理規(guī)則進行的首次修訂。新修訂的文件進一步擴大了輔助服務(wù)提供主體，新增新型儲能、自備電廠、傳統(tǒng)高載能工業(yè)負荷、工商業(yè)可中斷負荷等靈活性調(diào)節(jié)資源;進一步規(guī)范輔助服務(wù)分類和品種，新增引入轉(zhuǎn)動慣量、爬坡、穩(wěn)定切機服務(wù)、穩(wěn)定切負荷服務(wù)等輔助服務(wù)新品種;強調(diào)按照“誰提供、誰獲利;誰受益、誰承擔”的原則，確定補償方式和分攤機制。

輔助服務(wù)機制的建立一方面打開國內(nèi)輔助服務(wù)市場的空間，另一方面為火電企業(yè)增加收益創(chuàng)造了條件。國家能源局統(tǒng)計，2021年上半年輔助服務(wù)市場交易費用共110.1億元，其中調(diào)峰費用占比84.3%，調(diào)頻費用占比15.3%，有效緩解提供調(diào)峰、調(diào)頻等輔助服務(wù)的煤電企業(yè)生產(chǎn)經(jīng)營壓力。

根據(jù)國際經(jīng)驗，電力輔助服務(wù)費用一般在全社會總電費的3%以上，該比例隨著新能源大規(guī)模接入還將不斷增加。電規(guī)總院測算，“十四五”末期我國輔助服務(wù)年補償資金規(guī)模將達到約800億元。進一步釋放既有火電機組的調(diào)節(jié)潛力，激勵發(fā)電側(cè)、用戶側(cè)以及新型主體等靈活性資源參與系統(tǒng)調(diào)節(jié)。

從五大發(fā)電集團的發(fā)展策略看，各家企業(yè)均在有序推進存量煤電機組“三改聯(lián)動”升級改造、到期延壽，加快存量煤電向基礎(chǔ)保障性和系統(tǒng)調(diào)節(jié)性電源、向多元耦合多種產(chǎn)品供應(yīng)轉(zhuǎn)型，發(fā)揮好煤電兜底保供、生態(tài)環(huán)境治理平臺作用。

除此之外，為更好發(fā)揮煤電基礎(chǔ)保障作用，需要進一步完善電價機制。行業(yè)內(nèi)建議，進一步完善分時電價政策，合理確定峰谷、季節(jié)性電價價差、建立尖峰電價機制，引導(dǎo)用戶削峰填谷，保持電力系統(tǒng)穩(wěn)定運行。

深度參與電力市場 提高交易電價水平

讓電力回歸商品屬性是電力體制改革的歸宿。按照電力體制改革“管住中間、放開兩頭”的思路，我國電力市場化改革進程不斷加快，發(fā)用電市場競爭格局正在建立。目前，全國市場交易電量占比超過40%，“基準價+上下浮動”電價機制也形成，全國統(tǒng)一電力市場體系正在加速推進。

2022年1月，國家發(fā)改委、國家能源局下發(fā)《關(guān)于加快建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系的指導(dǎo)意見》。意見提出，2025年全國統(tǒng)一電力市場體系初步建成，2030年全國統(tǒng)一電力市場體系基本建成的目標。這一戰(zhàn)略部署有利于打破電力交易省間壁壘，發(fā)電及用電側(cè)電力交易自主權(quán)有望得到進一步提升，減少地方政府對電力市場的行政干預(yù)，電力市場化程度有望進一步提升。

伴隨電力市場改革深入，電力的商品屬性愈加重要，電價也將充分反映電力產(chǎn)品的價值。電力市場化改革是提高煤電收益的新路徑，國內(nèi)電價也將步入上行小周期。

五大發(fā)電集團等發(fā)電企業(yè)也在積極適應(yīng)全國統(tǒng)一電力市場體系建設(shè)，優(yōu)化機構(gòu)設(shè)置，制定電力市場交易策略，確保中長期交易電量占比不低于裝機占比、交易價格不低于市場交易平均價格，現(xiàn)貨市場同類型機組效益不低于行業(yè)平均水平。

從電網(wǎng)企業(yè)發(fā)布的2022年1月購電成交情況看，多數(shù)省份發(fā)電側(cè)價格高于基準電價上浮，其中上海、河南、甘肅分別較當?shù)鼗鶞孰妰r上漲25.78%、24.29%、20.79%。

根據(jù)國電電力(600795)披露，2021年公司參與市場化交易電量2778.98億千瓦時，占上網(wǎng)電量的63.10%，平均上網(wǎng)電價358.44元/千千瓦時，較同期增長24.71元/千千瓦時。從2022年的電價情況看，2022年國電電力所屬多個省區(qū)公司中長協(xié)成交電價頂格上浮。

在電力市場化改革不斷深入的情景下，煤電企業(yè)有條件打破電價管制的紅線，成為產(chǎn)業(yè)破冰的重要路徑。