【中国环境报】仅靠容量电价难以足够支撑煤电发展，能源绿色低碳转型还需更多支持|③看懂容量电价

　　已于今年1月开始实施的容量电价被业内看作是我国电力系统转型史上的里程碑事件。

　　“国家出台煤电容量电价政策的重点在于支持煤电机组调节支撑能力的提升，以此保障电力供应安全，助力以新能源为主体的新型电力系统构建。”自然资源保护协会能源转型项目主管黄辉表示，煤电从通过电量获利转向通过辅助服务获利是大势所趋。

　　然而，在容量电价机制下，如何优化调整煤电的生产运营模式，提升煤机灵活调节能力、工控系统自主可控能力，是新的挑战。

　　煤电既要在新能源出力不稳时对电力保供兜底

　　又要主动让渡利用小时数转型为备用电源

　　根据中国电力企业联合会最新发布的《2024年一季度全国电力供需形势分析预测报告》，在太阳能发电、风电等非化石能源快速发展带动下，预计2024年，全年全国新增非化石能源发电装机合计18.6亿千瓦，占总装机的比重上升至57%左右，部分地区新能源消纳压力凸显。

　　新能源消纳的压力也对煤电灵活性调节需求更为迫切。煤电既要在新能源出力不稳定的情况下对电力保供兜底，又要主动让渡利用小时数转型为备用电源。容量电价机制为煤电的这一“牺牲”给予了一定的补偿，对申报容量电价考核的机组来说，即使煤电机组没有发电，也能领到容量电价。从宏观上看，容量电价可以促进我国能源绿色低碳转型。

　　中国电力企业联合会专家委员会副主任委员、国家气候变化专家委员会委员王志轩告诉本报记者，传统的煤电机组设计之初，是按照满负荷运行计算，一台机组的年利用小时数大概为5500小时，设计寿命一般为30年。随着新能源大规模持续增加以及煤电机组功能转变，年利用小时数必然下降。近几年中，有的年份全国平均大致下降了约1000小时，有个别省份煤在某些年，年利用小时数下降到2000多小时。

　　“煤电发电利用小时数下降，主要目的就是支撑新能源快速发展与高比例消纳，也是在我国特定的电源结构条件下，推进新型电力系统建设，构建多层次电力市场体系的结果。”王志轩说。

　　但不可避免的是，在新能源出力不稳时，煤电的保供兜底及灵活性调节也使得设备寿命缩短。

　　“煤电企业普遍反映，机组在灵活性调峰时，出力频繁升降或启停导致煤电机组煤耗急剧上升和故障、维护费用增加，对机组运行的经济性和安全性都造成较大影响，设备寿命也大大缩短。”黄辉告诉本报记者，煤电企业需尽快转变角色定位，直面挑战，完成灵活性改造，应用储能储热等对环保、能耗影响较小的技术实现出力裕量和灵活调节能力的提升。

　　企业因亏损缺乏资金投入对机组升级改造

　　仅靠容量电价难以足够支撑煤电发展

　　那么，煤电向调节性电源转变，进行灵活性改造，容易吗？

　　上海发电设备成套设计研究院有限责任公司高级工程师杨凯镟对本报记者说：“火电机组被迫调峰，运行小时降低后，电费收益减少了，而且，近两年煤价很贵，火电企业基本上处于负债状态。对一些老旧机组来说，向调节性电源转变确实存在一定压力。”

　　公开资料显示，近年来，煤电企业连年亏损，2021年，五大发电集团煤电发电供热亏损1360亿元，超过2008年—2011年煤电四年亏损之和；2022年，五大发电集团煤电发电供热亏损784亿元；尽管2023年“扭亏”，但目前，仍有45%左右的煤电企业亏损，而且亏损额巨大，主要集中在东北、西南、新疆、宁夏、河北、河南、内蒙古等地。煤企的亏损，又导致煤电行业相关投资意愿不足。

　　据了解，在煤电亏的这几年，煤机也在深度参与调峰。中国电力企业联合会首席专家、中国能源研究会理事陈宗法指出：“目前，调峰机组频繁启停、快速升降负荷成为常态，企业因亏损缺乏资金投入对机组升级改造，煤机被动偏离设计值运行，设备可靠性和经济性受到严重冲击，表现为发电设备故障频发，供电煤耗不降反升。”

　　在这样的背景下，容量电价作为促进煤电功能转变的一项重要政策，其实很容易受到机组故障影响而大打折扣。陈宗法认为：“光是一个分步实施的容量电价恐怕并不足够支撑煤电发展，还需要给予煤电更多实实在在的支持。”

　　一位煤电企业从业人员也告诉本报记者，容量电价重在建立固定成本回收机制。但煤电成本构成中，可变成本中的燃料成本占比就接近80%，而包括折旧等在内的固定成本占比并不大，大约20%左右。目前的容量电价补偿标准偏低，分年到位，且门槛高、考核严格，煤电企业压力仍然较大。

　　本报记者了解到，2022年，北方、南方两个典型煤电厂入厂含税标煤单价分别为1260元/吨、1474元/吨，燃料费分别占总成本的75.24%、83.54%；固定费用分别占总成本的24.76%、16.46%。

　　必须从根本上解决煤电企业亏损问题

　　企业主体、市场机制、政府政策等要共同发力

　　“如果煤电企业不能从根本上脱困，新能源又未立，将危及国家能源安全大局，影响经济发展与社会稳定。”陈宗法认为，必须从企业主体、市场机制、政府政策等方面共同发力，根本解决煤电亏损问题，提升市场主体的投资意愿，以加快新型能源体系建设，坚决守住能源安全的底线。

　　据了解，近年来，煤电的发展重新引起了各级政府、社会各方的高度重视。此前，谈到保障能源安全，就批准一堆煤电项目；再谈能源转型，就要控制煤电发展。

　　但2021年9月以来，国家出台了一系列煤电稳供保价政策，包括缓缴税款、增加贷款、拨付国有资本经营预算资金，建立能涨能跌得电价机制，出台煤电容量电价，增加煤炭产能、释放煤炭产量、高压管控煤价，鼓励开展“两个联营”；同时，也适度调增“十四五”煤电规划目标，合理布局清洁高效煤电。据了解，为推进新型电力系统建设，国家要求重点在沙戈荒大基地周边、川渝滇黔等水电富集地区、电力负荷中心以及主要电力输入地区“合理布局清洁高效煤电”。

　　就目前来看，“煤价煤质是影响煤电机组安全和经济性运行的关键因素，也会影响到机组的最大出力和灵活性能。因此，要进一步完善电煤政策，做到煤质有保障、煤价可控，促进煤电的平稳转型。”黄辉建议，无论是容量补偿还是辅助服务政策，建议容量电价配套机制要适当体现差异化，比如，对供热机组供热期的灵活性要求予以适当放宽，机组由于供热导致发电出力下降，要合理考量供热的容量价值等。

　　陈宗法建议，容量电价下煤电企业不能“躺平”，要转变观念，找准定位，通过技术进步与管理创新，改造存量、严控增量、有序减量、低碳转型，实现高质量发展；其次，要完善与新型电力系统相适应的煤电市场机制，以体现煤电的多维价值，增强市场抗风险能力；最后，政府部门也要未雨绸缪，综合施策，提升煤电的可持续发展能力。

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