煤电“三改联动”面临经济性挑战-北极星火力发电网

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“电煤价格持续高位运行，今年上半年，华能、大唐、华电、国家电投四大发电集团到场标煤单价同比上涨34.5%，煤电板块亏损356亿元，同比增亏187亿元，亏损面高达68.4%。上半年全国煤电企业因电煤价格上涨，导致电煤采购成本同比额外增加2000亿元左右，进一步加大了保供压力。”8月18日，中电联党委副书记、专职副理事长夏忠在2022年燃煤电站生产运营管理第五十一届年会暨能效管理对标发布会上指出，全国煤电企业持续大面积亏损，部分企业现金流紧张，面临资金链断裂风险，严重影响了电力保供和系统安全稳定运行。

夏忠指出，在当前技术条件和装机结构下，煤电是最经济可行、安全可靠的灵活调节资源。去年以来，部分地区出现了罕见的缺煤限电现象，煤电行业以不足50%的装机占比，贡献了超过60%的发电量，承担了70%的顶峰任务，发挥了保障电力安全稳定供应的顶梁柱和压舱石作用，为经济社会发展和电力系统安全稳定运行作出了巨大贡献。

但近年来，在煤价持续高位运行、电价不断下降、环保成本增加等多重因素影响下，煤电发展形势严峻。

据悉，在现行电价机制下，煤电企业主要靠发电量获取收益。随着新能源发电占比的持续提高，煤电功能逐步由基础保障电源转变为基荷与调峰并重，发电小时数显著下降，机组长时间处于待命状态，收入明显减少。“长期来看，发电收入无法覆盖机组成本。燃煤发电的容量价值、灵活资源的调节价值尚未得到合理体现。”夏忠进一步指出，当前煤电行业正推进节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”，在持续严重亏损的背景下，企业难堪重负。

“供热改造有利于提高综合能效、拓展热力市场，发电企业积极性较高。而灵活性改造、节能降碳改造涉及技术改造投资、机会成本、交易补偿等，投入产出效益并不明显。”夏忠指出，尽管《全国煤电机组改造升级实施方案》提出，各地要结合本地实际，在财政、金融、价格等方面健全完善相关政策，对煤电机组改造升级工作予以支持，但在具体操作中，落地难问题依然存在，企业无法得到有效的经济补偿。

夏忠提醒，我国富煤贫油少气的能源格局，决定了煤电压舱石的作用不可替代。数据显示，今年上半年，全国全口径发电装机容量为24.4亿千瓦，同比增长8.1%。火电装机容量为13亿千瓦，同比增长2.9%。其中，煤电装机为11.1亿千瓦，同比增长1.9%，煤电装机容量占总装机容量的比重降至45.5%，同比降低2.8个百分点。上半年全口径煤电发电量同比下降4%，占全口径总发电量的比重为57.4%，煤电仍是当前我国电力供应的最主要电源。夏忠预计，到2030年，随着新能源逐步成为装机主体，煤电仍是系统灵活性和发电量第一大支撑电源；到2060年，基于系统安全性和经济性的考虑，煤电依然会保持一定规模。

“要进一步提高对煤电重要作用的认识，促进煤电高质量发展。”夏忠指出，煤电行业要坚持控制增量、优化存量的原则，科学规划建设先进煤电机组，统筹电力保供和减污降碳，按需安排保障电力供应安全的支撑性电源和促进新能源消纳的调节性电源，保持装机合理余量，保障电力安全稳定供应。煤电灵活性改造是推动煤电与新能源优化组合、提高系统调节能力、促进新能源消纳的现实选择，要加强政策支持力度，同时以市场为导向，合理把握节奏。

电价机制方面，夏忠认为，煤电的备用容量作为安全可靠的保障性电源，要合理体现其容量价值，推动建立容量电价+电量电价的两部制电价机制。同时，逐步完善煤电机组最小出力技术标准，科学核定煤电机组深度调峰能力，完善支持灵活性煤电机组的价格补偿机制，以市场化手段优化煤电功能和结构，提高企业投资运营煤电机组、发挥煤电机组调节能力的积极性，提高电力保障能力。推动建立公平合理的辅助服务市场，按照谁受益、谁承担的市场化原则，合理分摊新能源发电产生的整体系统性成本，调动灵活资源参与调峰调频等辅助服务。

此外，煤电行业要进一步加强技术攻关，稳步推进超超临界燃煤发电技术、低成本超低排放循环流化床锅炉发电技术、智能电厂技术，以及亚临界机组升级改造等节能减排突出技术的集中攻关和试点示范，整合力量开展碳捕集、利用与封存（CCUS）和资源化利用技术研究，条件成熟的适时推广应用。

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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