东电云网讯 东电云获悉，2021年的煤电行业“又破又立”。由于煤价持续走高，煤电陷入了“发一度电、亏一毛钱”的窘境。为理顺电、煤关系，2021年10月，煤电价格形成机制迎来重磅改革——建立了能涨能跌的市场化机制，燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价。电价市场化机制建立的同时，煤电机组改造升级工作也有序推进。
碳达峰碳中和目标当前，加快煤电功能重构和转型发展，推进以新能源为主体的电力供给侧改革，对构建新型电力系统、实现节能降碳目标意义重大。为此，记者从内部电量价值和调节价值、外部全国碳市场约束等方面梳理展望新一年煤电行业发展趋势。
电价“解绑”电煤继续托底承压
电力系统安全运行离不开煤电。长期以来，煤电占据我国电力主体地位，起着保供托底的“压舱石”作用。中电联数据显示，2020年，煤电机组以49%的装机份额保障了全社会61%的电量供应，支撑了75%的高峰负荷需求。
2021年第三季度，电力供需呈现紧张形势，燃料价格高企，煤电企业经营承压。据中国能源研究会理事陈宗法统计，五大发电集团1-11月到厂发电标煤单价平均每吨超1000元，同比大涨59%，燃煤发电利润由去年同期的盈利变为亏损，预计全年亏损近千亿元，相当于2008-2011四年煤电的累计亏损额，供热板块大幅增亏超过10倍。
2022年煤电供需形势如何？国家发改委能源研究所原所长、高级顾问韩文科表示，从供应侧来看，电煤“量升价跌”，煤炭增产增供取得明显成效，2021年12月24日CECI（中国电煤采购价格指数）曹妃甸5500大卡、5000大卡和4500大卡价格分别为942元/吨、834元/吨和648元/吨。“需求侧受经济下行压力影响，用电增速大概率不会超高速增长。总体而言，今年煤电供需形势将会相对平稳。”
国家出台文件为煤电电价“解绑”，各地燃煤发电通过参与电力市场交易，由市场形成价格。山东某发电企业工作人员告诉记者：“2022年不再给电厂分发计划电量，签约的高耗能企业占总签约量80%，高耗能电量电价最高上浮50%，平均电价0.269元/千瓦时提升至0.36元/千瓦时，纾困明显。”
有不愿具名的业内人士表示，从已发布的政策看，煤电上网电价上下浮动比例扩大，但仍没有完全市场化，个别省份仍有分配计划电量。“中长期交易电量电价未充分体现供求关系、峰谷差异。若仅依靠电量价值，成本无法有效传导，要充分考虑容量价值和调节价值。”
“调节器”作用渐显辅助服务仍待加力
新型电力系统建设需要煤电提供“支撑”功能。碳达峰碳中和愿景下，煤电机组定位悄然生变，正逐步由电量型电源向调节性电源转变。通过灵活性改造挖掘燃煤机组的潜力，参与辅助服务市场回收成本。
国家明确“十四五”期间完成存量煤电机组灵活性改造2亿千瓦，增加系统调节能力3000—4000万千瓦，实现煤电机组灵活制造规模1.5亿千瓦。不久前，国家能源局为此出台了新版“两个细则”，《电力并网运行管理规定》和《电力辅助服务管理办法》，对规范并网运行和辅助服务管理的两个重要文件进行修订完善。
上述业内人士指出，我国辅助服务补偿水平偏低，煤电为电力系统提供保安全、顶峰调频等回报力度不足。容量价值无法体现，即“物业费”难以回收，制约了有效容量方面的投资。
某煤电企业工作人员透露：“通过对所属五省煤电机组灵活性运行成本进行分析，与‘十三五’平均水平相比，2020年五省区灵活性运营损失折算度电成本升高1.4分/千瓦时。预计2025年度电成本升高4.22分/千瓦时，是2020年的3倍。”
华北电力大学经济管理学院教授袁家海指出，从近期来看，我国电力现货市场刚刚起步，市场化机制较为复杂，尚需较长的建设时间，且试点工作中未将调峰辅助服务作为市场组成部分，短期无法依靠现货市场全面反映灵活性改造成本，难以有效引导企业实施灵活性改造。“所以首先需要详细评估每种类型机组能够提供辅助服务的能力，然后采用精确合理的计算方式，尽可能公平地核算不同辅助服务的价值，同时丰富辅助服务产品品种，逐渐引导调峰产品退出。”
袁家海进一步指出，从长远来看，采取辅助服务市场和电能量市场联合优化出清机制，通过不同时段的价格信号来引导煤电在高峰和低谷时段调整出力，是最经济的方式，也是能够合理化不同机组辅助服务费用、降低终端用户电价的重要举措。
既要“退得出”又要“留得住”碳市“驱动力”亟需建立
煤电企业也是全国碳市场的“主力军”。碳价反映了燃烧化石燃料的环境成本，是推动节能减排、应对气候变化、实现可持续发展的重要手段。
2021年7月，全球最大的碳市场在上海环交所正式启动，首日交易410.4万吨、2.1亿元、价格51元/吨。截至2021年12月31日，全国碳排放权交易市场第一个履约周期顺利结束，碳排放配额累计成交量1.79亿吨，累计成交额76.61亿元。按履约量计，履约完成率为99.5%。2021年12月31日收盘价54.22元/吨，较首日开盘价上涨13%。
2022年全国碳市场对煤电企业影响几何？韩文科认为，基于我国当前能源转型措施，主要是通过调整产业结构、大力发展清洁能源手段等推动，碳市场在现阶段能起到的辅助性作用，其作用的大小则取决于碳市场与市场经济的结合程度。
“对煤电企业而言，国家正纠正运动式‘减碳’，稳步推进煤电低碳转型发展。下一步工作重点，应该放在完善全国碳市场的基础制度建设上，只有机制更加完善，才能发挥更大的约束和激励作用，也才能上升为煤电行业低碳转型的主要驱动力。”韩文科坦言。
陈宗法预测，碳价在2030年将达到93元/吨，2050年更将超过167元/吨。2021年由于初次核定碳排放配额相对宽松，总体对煤电企业碳成本上升影响不大，但随着配额趋紧显现出来，长期来看将会影响煤电企业的技改、投资决策及CCUS技术的研发、应用。
总体而言，陈宗法建议，应根据今年煤电面临的形势及新的战略定位，落实已出台的各项煤电扶持政策，在考核方面重业绩更重保供，并出台煤电新政，让落后老、小煤电“退得出”，清洁高效煤电“留得住”，新上先进煤电“有回报”。
