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在“两个联营”的实 施中,煤电一头衔接煤炭,一头支撑新能源,推动一次能源与二次能源在产业链的协同发展、传统能源与新能源的高效耦合,构建起电力保供与能源转型统筹推进的发展路径。
(来源:微信公众号“电联新媒” 作者:翁爽)
在经济换挡、社会转型、体制转轨的变局下,电力发展面临的约束条件不断增多、风险挑战持续加大。在多元目标寻优求解的复杂命题中,腾挪,是行业与企业需要掌握的关键生存策略。
2022年12月30日,国资委召开在京部分中央企业座谈会,会上提出,要科学有序推进碳达峰碳中和,深化煤炭与煤电、煤电与可再生能源“两个联营”;2023年1月,国家发改委召开例行新闻发布会,提出持续推进国有经济布局优化和结构调整,推进煤炭与煤电、煤电与新能源“两个联营”。
“两个联营”迅速铺开,能源企业动作频频,中煤集团与国家电投强强联合,签署战略合作框架协议暨煤电项目专业化整合协议,为新一轮煤电联营打开局面。在当下能源转型面临危机的胶着期,主管部门与行业内外,都有意借助“两个联营”为电力保供与能源转型腾挪空间。随着“两个联营”在市场主体间广泛开展,发电行业构建多能互补产业链、一体化协同发展的路径逐渐清晰。
联营并非政策工具箱里的新举措,也不是我国独有的行业现象。从过往的实践经验来看,每一次“煤电顶牛”矛盾突出时,联营便会形成一轮热潮。我国煤电与新能源联营为近期首次提出,成效有待观察;煤电与煤炭联营不乏成功个案,但总体而言收效未及预期。在供需紧张和低碳转型的双重压力下,“联营”这张旧方如何新用?
共担风险
在国际市场上,能源供需的周期性波动并不鲜见,但2021年以来全球能源短缺的阴霾至今未能消散。这场被定义为“转型中的危机”,引发了世界各国重新审视能源转型和碳排放的目标推进,也让能源界重新评估和认识传统能源的价值:可再生能源的波动性和间歇性决定了其无法保证能源的稳定、充足供应,在现阶段,传统能源是保障能源安全、应对系统波动的主要支撑力量。
作为电力保供的“压舱石”和“稳定器”,煤电近年来面临着运行成本上升与发电空间下降的双向挤压。煤电的供应和价格与一次能源密不可分,电力保供的核心与关键是保障燃料的供应和价格稳定。2021年以来煤价飙升、电煤供应不足让发电企业有力难出;同时,新能源发电占比不断提升,煤电的利用小时持续下降。中电联数据显示,在“十一五”“十二五”期间,全国煤电年平均利用小时数为5019小时,但在“十三五”期间,煤电利用小时数已降至4500小时以下。随着新能源的快速增长,预计“十四五”期间,煤电的电量空间将进一步收缩。在一系列煤电纾困的政策组合拳下,2022年上半年,大型发电集团仍有超过一半的煤电企业处于亏损状态。
煤电的可持续发展不仅关乎电力安全,其系统支撑和灵活性调节作用更关乎新能源的高质量发展和“双碳”目标实现进程。保供与转型双重任务当头,“两个联营”在过去煤电联营的基础上全面升级。在“两个联营”的实施中,煤电一头衔接煤炭,一头支撑新能源,推动一次能源与二次能源在产业链的协同发展、传统能源与新能源的高效耦合,构建起电力保供与能源转型统筹推进的发展路径。
煤电联营的合作涉及到两种社会基础产品,煤与电唇齿相依,两个产业之间良好的供应链合作关系对于能源保障、经济运转有着很大的影响。但多年来,我国煤电矛盾突出,“煤吃电”“电吞煤”的博弈不断。2008年,电荒席卷全国,煤价高企,发电企业遭受了全行业范围内的巨额亏损,经历了“严寒四年”;2012~2015年,市场反转,煤价持续下跌,中国煤企遭遇严重危机,而各大发电企业得益于低廉的电煤价格,收益见好。市场的剧烈震荡并不利于企业的健康经营,通过资本融合、兼并重组、相互参股、战略合作、长期稳定协议、资产联营和一体化项目等方式,构建起煤电“利益共同体”,有利于双方共同应对煤价和电价的波动,形成风险共担的长效机制。
当前,为了缓解煤电矛盾,发改委出台一系列煤炭保供稳价政策,加强了电煤长协合同的监管,推动煤炭价格进入合理范围。2022年7月1日,国家发改委召开涉煤视频会议,会议提出要严格落实“三个100%”,即签约率100%全覆盖、履约率100%严要求、价格政策100%强执行。“过去我们多次开展煤电联营,但并没有很好地解决煤电之争,其根本原因在于我国对于电和煤的治理机制不同。电力具有公用品性质,生产与价格机制受国家管控,而社会化投资、市场化运营的煤炭资源游离于保供任务之外,煤电的‘口粮’得不到保障,电力保供便缺少稳固的基础。在近两年电力供需紧张的背景下,煤炭的治理方式正在发生变化,‘三个100%’要求的提出意味着煤炭不再是普通的大宗商品,而是承担国家能源安全的战略性资源。煤炭的市场化定位仍然不变,但对其运行方式加以了限制,通过长协的刚性兑付锁定价格,以现货调剂短期供需,并推动煤炭的生产、价格、储备、物流全过程密切配合发电的需求,从而使煤炭与电力具有了更加一致的管控方式和保供目标。”中国电力企业联合会规划部原副主任、中国银监会保险业“服务碳达峰碳中和专家委员会”专家委员薛静说。
业内人士认为,相对于更受外界关注的大型企业资产型联营,合同型联营的模式更具广泛可行性。煤、电双方签订中长期合同,煤炭企业可以获得稳定的市场,煤电企业可以获得稳定的电煤供应。但需要总结过去我国煤电合同型联营存在的问题,强化合同执行的监督制度,确保长期合同的执行效率,保证合同执行期内管制规则的稳定性,推动煤炭运输体系参与联营,根据煤炭供需和铁路运力情况建立煤炭物流基地。“在电煤供不应求时,往往会导致煤炭企业以往的承诺无效或低效,需要通过规范、严肃、科学的长期合同机制约束煤、电双方,稳定电煤市场价格,并要求煤炭企业相应承担强制责任。目前煤炭保供稳价的政策已持续发力,但需要密切跟踪落实情况,对煤电和煤炭的矛盾及时评估、及时预警、及时疏导,完善快速反应机制,避免出现重大和系统性问题。”某业内人士告诉记者。
共促转型
“两个联营”不仅具有很强的正外部性,联营的企业双方在携手转型方面也有着共同的诉求。
目前,煤炭行业正处于利润高位期,但在“双碳”目标的要求下,煤炭的长期市场必将衰减。煤电联营可推动煤炭行业逐步摆脱过去粗放式的生产方式,通过与发电企业合作进入更高端的生产链中,从而实现单位生产价值的提升。煤炭企业在当前效益好、利润高,占据合作优势时先行一步,积极开展煤电联营,是具有长远眼光的战略布局。
“2030年碳达峰后,全社会煤炭消费量将逐步下降,同时,随着煤电向保障调节型电源转型,发电量不断降低,煤电企业的煤炭需求也将不断下降,这更需要煤炭加快产业升级,以信息数字技术赋能煤炭工业智能化发展,推动煤炭生产全流程更好地对接电力生产、供需预测、市场交易的信息网络平台,甚至与用户侧综合能源、微电网系统、虚拟电厂等应用相结合,通过数字技术衔接起整个能源供需产业链,从而更有效地应对当前电力电量平衡难度加大、极端天气频发等挑战。”薛静说。
较之煤电联营此前已经积累了大量的实践经验,煤电与新能源的联营仍需在探索中前行,但在碳中和目标下,煤电与新能源具有长远和坚实的合作基础。截至2022年底,我国风光发电量占比达13.7%,多地区新能源发电量超过20%,蒙东新能源发电量占比已接近50%,青海超过30%。新能源跃迁式成长对系统调节能力提出了巨大需求。自2021年以来,新能源配置储能成为各地扩大新能源新增装机规模的普遍要求,但储能成本高、容量有限、性能不稳定、利用率低等问题突出。“电化学储能在高比例新能源电力系统中的应用是全新尝试,但储能怎么配、怎么用,如何规范运行、如何获取收益、如何考核使用效果,目前皆无据可依,使得储能的运行责任并未落到实处。在系统级应用方面,相对于储能,煤电无论是调节成本、综合性能还是实际效用都有显著优势,同时,煤电的建设与运维成熟规范,发电企业用起来得心应手。但在电源侧应用和用户侧应用,新型储能仍具有不可替代的优势。”国网能源研究院新能源与统计研究所所长李琼慧说。
从2022年开始,全国多省份转向推动“煤电+新能源”发展,湖北、河南、山西、贵州等地出台政策,要求加快推动煤电新能源一体化发展、加强新能源资源的有效配置。贵州发改委《关于推动煤电新能源一体化发展的工作措施(征求意见稿)》的文件提出,“现有煤电项目已开展灵活性改造的,或有富余调节容量的煤电项目,按新增调峰容量或富余调节容量的2倍配置新能源建设指标;对于新建煤电项目,要求具备在35%~100%负荷区间线性调节和快速响应能力,在确保公共调节容量(50%)不被占用的前提下,新能源建设指标可按其设计调节容量减去公共调节容量后的2倍规模进行配置,统一规划,同步建设。”《山西中部城市群高质量发展规划(2022~2035年)》提出,“推动传统能源与新能源协同发展,立足‘煤电+新能源+储能电站’三位一体,充分调动企业积极性,推动煤电联营和煤电与可再生能源联营。”
“两个联营”的快速铺开折射出煤电产业多能融合发展的现实紧迫性。“下一步煤电应以清洁、高效、灵活、托底为方向,开展‘煤电+’,积极探索‘煤电+新能源’‘煤电+储能’‘煤电+生物质’耦合发电,实现科学发展。”中国能源研究会理事陈宗法说。
尽管联营可以在一定程度上化解煤电之困,但也不可避免地存在一些隐忧。很显然,煤电产业的困境并不是企业自身经营的问题,我国煤电功能定位也决定了煤电产业并非单纯的市场主体,而是承载着转型历史性使命的战略型产业。但在以电量收入为主体的市场机制中,煤电产业逐渐失去自主造血能力。联营作为一种价格调控手段,在现阶段能够抑制电价快速上涨。但无论是煤电联营,还是煤新联营,本质都是将煤电问题内部化,通过企业集团内部的行政手段协调煤电可持续发展问题,联营或可在短期内缓解困难,但着眼于长远,煤电所面临的生存困境并未得到根本性解决。
在持续的电力保供压力下,近期煤电核准审批放开,煤电投资正在被鼓励。2022年迎峰度夏期间,国家能源局指出,按照适度超前原则做好电力规划中期评估调整工作,确保“十四五”末全国及重点地区电力供需平衡,逐省督促加快支撑性电源核准、加快开工、加快建设、尽早投运。
从严控煤电增量,到审批放开、加快建设,短短两年里,煤电的命运随着电力供需的变化而起伏。但投,还是不投,企业面临两难:当前,可靠性电源为众望所盼,煤电或将迎来收益上涨期,但随着转型的深入推进与供需形势的不断变化,新建煤电在全寿命周期内是否仍有可靠的收益保障?作为碳中和时代终将式微的夕阳产业,煤电当下的抉择尤为艰难。
从国际经验来看,为保障长期电力供给安全和电力系统的稳定运行,欧洲电力市场、美国PJM等成熟市场都已建立起市场化的容量成本回收机制,美国加州电力市场采取了强制容量责任机制;澳大利亚和美国得州电力市场采取了稀缺定价机制,保障尖峰时段的能源供应,促进发电投资成本的回收。目前,我国正处于建设全国统一电力市场和构建新型能源体系的关键时期,需要总结国外电力市场的经验和教训,完善市场规则体系,建立与新型电力系统相适应的电力市场机制,充分发挥电力市场在电力保供和新能源消纳等方面的作用,促进电力资源优化配置和“双碳”目标的实现。“建立固定成本回收机制,激励可靠性电源长期投资,保障系统容量资源的稳定供给,是新型电力系统构建过程中迫切需要解决的机制问题。”李琼慧表示。
随着改革的不断深入和能源治理机制的不断完善,疏导风火、电煤矛盾最终仍需通过市场机制,形成经济关系的“联营”,而非资产与资本的联营,使“有形之手”和“无形之手”在各自合理的边界范围内发挥作用,从而快速细化社会分工,提升经济效率。
“实际上,一体化发展的模式是一把‘双刃剑’,有利有弊,在短期内可以局部地解决发电企业的供应链问题,但也容易形成僵化的机制,不利于市场秩序的建立和市场的充分竞争,不利于市场主体保持技术革新的驱动力。从长期来看,我认为还是应该捋顺市场价格机制,给各类市场主体合理的收益回报。当市场建设成熟稳定后,回归专业化分工的发展方式将更有利于市场活力和创新动力的提升。”智汇光伏创始人王淑娟表示。
本文系《中国电力企业管理》独家稿件,作者系《中国电力企业管理》杂志社记者。
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