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从上述文件中可以一窥国家层面对未来能源体系的局部设计框架,体现了国家推动能源绿色低碳发展的决心,对于新能源与煤电的协调发展具有一定的引领作用。但这些政策主要从规划角度进行考虑,缺乏系统性、长期性的配套政策,行政与市场的边界比较模糊。以“鼓励煤电企业与新能源企业开展实质性联营”为例,与2016年国家发改委的《关于发展煤电联营的指导意见》和2020年《中央企业煤电资源区域整合试点方案》思路一致。
地方层面政策
一些地方政府跟进提出了要求,有的要求新建新能源要配套相应的煤电或储能,有的要求煤电机组经过灵活性改造可以配置新能源指标,如2022年3月湖北省能源局发布《关于落实相关政策推进风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》,提出给予四类新能源项目指标,总规模738万千瓦,包括:对煤电企业组煤保电的奖励,350万千瓦;对新能源装备制造产业建设的奖励,60万千瓦;对风光火互补百万千瓦基地后续指标安排,300万千瓦;抽水蓄能项目配套新能源指标安排,28万千瓦。2022年8月河南省人民政府办公厅发布《关于促进煤电行业持续健康发展的通知》,指出“落实国家关于推动煤炭和新能源优化组合的部署要求,积极推进煤电与新能源深度融合。鼓励煤电企业参与新能源项目开发,在新能源指标分配、纳入项目建设库、列入年度开发方案时给予倾斜;支持煤电企业开展多能互补和源网荷储一体化项目试点建设及符合条件的风电、光伏项目建设。”2022年10月山西省能源局发布《山西省支持新能源产业发展2022年工作方案》,指出“组织产业链发展安排规模申报3吉瓦以及1吉瓦煤电灵活性调峰改造配套风光项目。其中煤电灵活性改造调峰配套新能源项目的申报范围则是2021年底前完成改造的煤电机组,安排规模则是按照新增深度调峰能力的30%确定。”2022年11月贵州省能源局发布《关于推动煤电新能源一体化发展的工作措施(公开征求意见稿)》,指出“对于现有煤电项目,原则上新增新能源建设指标不占用公共调节能力。对未开展灵活性改造的,原则上不配置新能源建设指标;对开展灵活性改造的,按灵活性改造新增调峰容量的2倍配置新能源建设指标;对拟退役煤电机组不再配置新能源建设指标;对已参与多能互补的煤电项目不重复配置新能源建设指标。有富余调节容量的煤电项目,可按富余调节容量的2倍配置新能源建设指标。”
总体来看,地方政府发布的文件更为细化量化,同时要求也更加五花八门,多是从地方产业发展、保供引导、煤电新能源联营等角度设计具体细则。从地方政府角度,以当地新能源与传统能源协同发展为抓手引导地区产业经济。从市场主体角度,短期有利于推动本地能源企业积极参与保供与机组改造,引导市场主体深度融入地区发展。但地方性政策特别是电价等影响投资评价的核心政策在长期性方面往往更缺乏保障。
联营主体是谁
上文分析了新能源与煤电行业在业态存在的不均衡状况,优先灵活性改造的煤电企业参与新能源指标分配,相当于用不同特性的项目和容量代替销售收入作为一般等价物进行物物交换,属于顶层设计、“一盘棋”角度探索新模式。但实际上,这样的联营似乎未考虑每个具体企业的功能定位、资产情况、技术类别和人才结构差别。整合或联营后,生产关系将更为复杂,专业化、标准化、集约化管理的方向可能更难实现,即便是对于兼营新能源和煤电的发电集团而言,进行投资决策时仍需要对两个项目单独或者打捆进行收益测算,这又与项目的内控、审计、后评估等要求相矛盾,同时可能也会凸显绩效考核与收入分配不公、责权利不对等的管理矛盾。
相关意见和建议
新能源与煤电的协调发展,需要政府有形之手与市场无形之手的精密配合与统筹协作,以可预测、可持续,面向长期的确定性政策引导,推动市场主体穿越各类不确定性,共同推动现代能源体系健康发展。
行政管制还是市场竞争举棋未定
《蓝皮书》指出,在快速转型期,保障电力系统经济安全稳定运行,电力市场建设逐步完善,层次分明、功能完备、机制健全、治理完善的全国统一电力市场体系基本建成,促进新能源发展和高效利用、激发各类灵活性资源调节能力。各市场主体在安全保供、成本疏导等方面形成责任共担机制,促进源网荷储挖潜增效。一方面明确行业市场化的改革方向,另一方面习惯性行政干预,鼓励新能源企业与煤电企业联营,可谓愿景与路径之间隔着无奈。
多业态融合很难一蹴而就
两个不同的业态,不能简单以回避矛盾为导向,通过联营捏合,而应该充分考虑到资金、人才、技术三大要素如何实现有效融合。资金方面,作为两个独立的项目,应有独立的收益评价和可行性分析,而通过项目打捆一方面需考虑能否解决后评估、项目考核和国企审计等问题,另一方面还需考虑运营期盈利项目与亏损项目的资金流向能否解决项目现金流问题。人才方面,不同业态下的人才融合和培养,也需要企业层面做好统筹规划和布局,不同领域的人才与行业的错配可能导致效率低下甚至重大事故。技术方面,不同业态下的技术标准天差地别,技术管理模式也大相径庭,简单的打捆处理容易引起不可预想的管理混乱。只有系统性地解决上述问题,才能真正实现融合。
由此可见,多业态融合无法一蹴而就,强行捆绑只会变成“拉郎配”。特别是行业整合与治理、政策规则的设计十分考验顶层设计能力,需要方法论的支撑,不能一味以结果为导向。如果硬性要将传统煤电和新能源形成联营模式,建议要从政策上形成长期稳定导向,通过政策的延续性,给企业充分的时间实现战略调整、技术革新和员工培养。
政策设计需兼顾系统性、前瞻性与稳定性
无论是通过政府行政手段调节还是市场竞争配置,政策的引导无疑对行业发展具有重要影响,笔者从系统性、前瞻性、稳定性等角度提出几点建议。
统筹短期实际与长期需要,推动煤电灵活性改造。煤电的灵活调节价值被不断揭示,但在实际工作中煤电的灵活性改造仍存在政策尚不明朗、企业难下决心、商业模式不够成熟等问题。为改变这一现状,需要对进行灵活性改造的企业予以合理补偿来引导投资。短期看,可以借鉴贵州等地的做法,从新能源建设指标入手,如合理设置新能源竞争配置方案,对进行灵活性改造的煤电企业进行加分倾斜;长期看,需要运用电力市场或政策工具,在提高灵活性电源的辅助服务收入的同时推动系统辅助服务费用真正实现“谁收益、谁承担”,避免简单地演变为由新能源向煤电支付辅助服务费用的零和游戏。
建立长效机制,稳定分布式发电的市场公信力。发展分布式发电是未来构建新型电力系统、实现“双碳”目标的重要手段。但分布式光伏的发展仍存在诸多政策层面与技术层面的制约因素。近期,河北、山东等省份对峰平谷时段进行了调整,将光伏发电的主要时段设置成谷段,这对区域增量分布式光伏投资信心造成了重大打击,同时也对存量分布式光伏项目的收益造成了颠覆性影响。据测算,山东省将夏季之外的白天10~15时调整成谷段及深谷段,这将造成分布式光伏电价下降约1/3。如何兼顾新能源发展对电力系统的动态影响和对产业投资的明确引导,需要建立有针对性的长效机制。
建立煤电两部制电价,引领煤电行业健康发展。随着新型电力系统建设推进,煤电企业的定位发生了转变。当前煤电是生产电力电量的绝对主体,而煤电企业的主要收入来源是电能量市场;按照设想后续煤电的发电利用小时数将逐步走低,煤电功能逐步由基础保障电源转变为基荷与调峰并重,机组电能量收入将明显减少,因此应建立与此相适应的电价机制以保障发电容量充裕性。设置煤电容量电价与电量电价的两部制电价,合理体现煤电的容量价值,是引导电力行业长期发展的重要保障。同时,有必要深入研究两部制电价的形成机制,如将容量电价与煤耗和调峰能力挂钩,容量电价与实际保供发电小时数相挂钩,确保享受容量电价的机组在电力系统需要时“来之即战、战之能胜”。
END
作者:
申能股份有限公司 赵钧儒 曹安国 李禹鹏 舒彤
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