煤炭與新能源從優化組合到實質性聯營

 

“雙碳”目標提出后，首先明確的是大力發展新能源，而煤電對于新型電力系統的價值體現則經過了一些波折。2021年中央經濟工作會議明確“要立足以煤為主的基本國情，抓好煤炭清潔高效利用，增加新能源消納能力，推動煤炭和新能源優化組合”，確立了煤電與新能源耦合發展、促進新型電力系統構建的路徑。

 

2021年12月，國家能源局印發《能源領域深化“放管服”改革優化營商環境實施意見》，提出“適應新型電力系統建設，促進煤電、氣電與新能源發展更好協同。”

 

2022年5月，國家發展改革委、國家能源局印發《促進新時代新能源高質量發展實施方案》，提出“按照推動煤炭和新能源優化組合的要求，鼓勵煤電企業與新能源企業開展實質性聯營。”

 

2022年6月，中共中央政治局常委、國務院副總理韓正到山西太原調研時強調“要促進煤電和可再生能源協同發展，充分調動地方和企業積極性，推動煤電聯營和煤電與可再生能源聯營。”

 

從優化組合到實質性聯營，要求新能源企業與煤電企業之間建立更緊密的聯合，甚至成為統一的整體，為了同一個目標共同發力。

 

煤電與新能源聯營的目標

 

煤電與新能源聯營最終的目標是促進新型電力系統建設，關鍵是有效解決安全、清潔、經濟的階段性不平衡問題。

 

實現企業間收益再平衡，維持煤電基本運營環境

 

公開資料顯示，2022年全國火電虧損665億元，虧損面近70%，平均每發一度電虧損4分錢?；痣娒媾R著燃料成本上漲、改造成本激增、碳排放成本疊加等嚴峻形勢。面對保供責任，已經捉襟見肘。只有可持續性的疏導成本，才能推進煤電安全運營，但從產業鏈上下游來看，空間已經極其有限。上游煤炭市場化程度高，價格波動性強；下游用戶側在不同的經濟發展階段承受力存在受限風險，疏導力不足。因此，需要橫向拓展疏導渠道，在發電側內部主動調節與平衡，利潤雙向流動，實現各發電類型間的多贏，提升運營可靠性，支撐電網不間斷穩定供應。

 

提升新能源消納規模，促進清潔化提升

 

2021年5月，國家能源局印發的《關于2021年風電、光伏發電開發建設有關事項的通知》提出了保障性、市場化等多元的并網措施。煤電的調節能力成為促進清潔化比例提升的資源。以內蒙古為例，已經連續兩年發布《火電靈活性改造消納新能源實施細則》，2022年煤電機組改造后按差值1:1配置新能源，新建機組按調節能力的50%配置，大大提升了新能源的并網規模，煤電與新能源耦合并網，實現了清潔與調節的取長補短。

 

降低系統性靈活成本，可持續推進轉型發展

 

公開資料顯示，煤電深調改造單位成本約500～1500元/千瓦；電化學儲能投資成本約1500元/千瓦；集中式氣電投資成本約為3300元/千瓦；抽水蓄能投資成本約為5500～6000元/千瓦。系統性降本需要充分挖掘低成本的調節資源，新能源與煤電耦合是最便捷的途徑，沖破新能源獨立項目的邊界，更廣泛地解決新能源帶來的波動問題，降低全系統調節能力建設的投入，以最少的成本支撐安全與穩定。

 

煤電與新能源聯營路徑的思考及關注問題

 

以目標為導向，思考現階段具有可操作性的煤電與新能源聯營路徑，其方向主要集中于不同投資主體間的合約性聯營，以及同一投資主體間的一體化聯營。

 

合約性聯營

 

合約性聯營是通過協議的形式，聯營雙方相互提供所需的互補價值，合理分享價值收益，實現長周期捆綁發展。對于新能源而言，煤電的價值是低成本的調節能力；對于煤電而言，新能源的價值在于盈利渠道的拓展以及長效的低成本環境價值兌現。聯營的模式可體現為：

 

依托調節能力租賃的聯營。煤電調節能力租賃一定程度上與共享儲能的運營模式相一致，煤電機組為新能源場站提供容量租賃服務，彌補調頻、調峰能力的不足。煤電機組以長約的形式穩定該部分收益，同時對電網做出相應的調節承諾。新能源企業為此付出租金，可以理解為輔助服務市場的中長期合約，規避市場波動帶來的煤電輔助服務收益不穩定的風險，增強煤電運營的信心。

 

在此應關注的問題是如何判定煤電調節服務是否完全履約，剩余的調節能力是否仍可以參與輔助服務市場以獲利，可探討與共享儲能的租賃模式相統一。

 

依托交叉持股獲利的聯營。股權合作不受網架結構及地理位置的制約，但聯營的效果也相對單一，僅能實現收益的再平衡。優勢在于雙向動態調整。新能源與煤電的盈利能力受較多因素影響，孰強孰弱不斷變動。交叉持股可以在一定程度上保障不同階段各方的利益。

 

在此應關注的問題是股權協議、公司章程的商定，傳統經營模式下，大型能源企業由于缺乏控制權、管理權，對參股仍持謹慎態度，各股東方需協調好責權利，降低運營風險。

 

依托環境價值降本的聯營。新能源為煤電提供環境價值，如何能讓環境價值變成聯營橋梁，可以通過新能源減碳效果置換部分煤電新建項目的燃煤指標，以及深度捆綁煤電碳排放權與新能源綠色價值等措施，降低煤電建設、運營成本，塑造良性的煤電生存環境。

 

在此應關注的問題是環境價值產生的降本，是基于長周期合作的成本優化，需要建立符合市場規律的定價機制，為企業雙方提供可自主評估、選擇的平臺。

 

一體化聯營

 

一體化聯營是統一項目投資方，成本、收益聯合核算，以更安全、更經濟的智能化手段實現整體運行優化的方式。聯營的模式可體現為：

 

“多能互補”一體化基地項目。同一投資主體的大體量、綜合性項目是最直接、最有價值的聯營方式。體現在整體性開發的“沙漠、戈壁、荒漠地區大型風電光伏基地”“點對網一體化新能源基地”，以及“東部、南部負荷中心的能源基地”。2021年3月，國家發展改革委、國家能源局印發《關于推進電力源網荷儲一體化和多能互補發展的指導意見》，明確了“多能互補”項目的組成形式、運營模式、投資方式等。同年11月，貴州省能源局下發《關于推動煤電新能源一體化發展的工作措施（征求意見稿）》，提出“推動煤電與新能源項目作為一個整體，統一送出，統一調度，提高送出通道利用率，提升新能源消納能力”，進一步提出了一體化項目可拓展的操作路徑。

 

在此應關注的問題是一體化項目的自主性，自主性越高，對電網的支持、對新能源的消納、對煤電的減虧越友好。充分挖掘一體化項目內部的各類資源優勢，有針對性地設計、運營，實現平滑曲線輸出，形成新能源項目的主動支撐能力。

 

煤電開發的集中式新能源項目。以煤電廠為投資主體，以改造后的調峰裕度為條件，獲取新能源開發建設指標。新能源與煤電在同一出線時，可以實現出力的平衡互濟；但非物理連接性項目，僅能實現經濟效益的互補。目前具有物理連接性的項目主要形式為利用煤電廠廠區大規模的空余用地，增建集中式光伏，并入煤電廠升壓站，同一出線送出。

 

在此應關注的問題是對煤電調峰能力的核算。各區域均有不同的模型，煤電進行調峰改造后，哪一部分屬于電網要求的常規調峰能力，服務于保障性并網；哪一部分是可以作為市場化并網資源的調節裕度，新能源的配置比例又該是多少，這都需要根據實際需要，以省為單位確定。

 

煤電廠廠區內分布式綠電替代項目。該類項目雖然規模較小，但仍具有積少成多的拓展空間。充分利用煤電廠廠區內建筑物屋頂、零散空余場地，新能源電量并入廠用電，為煤電企業增加綠色價值，提升清潔能源的消納量，同時也不會給電網帶來波動風險。

 

在此應關注的問題是廠區內綠色電量的計量。是否可以準確地統計，并作為綠電緩解部分碳排放壓力。

 

虛擬運行的聚合能源項目。通過虛擬電廠作為媒介，貫通同一投資主體非物理連接的煤電與新能源項目。以廣東現行市場機制下的跨區送電為例，耦合受端96兆瓦的可調用戶資源、送端1320兆瓦火電裝機的虛擬一體化項目，合約外送電量度電收益可以提升近4%，外送電執行率可提升近8%，同時可以保障額定規模新能源的消納，有利于提升通道利用率，以及提高煤電收益。

 

在此應關注的問題是配套市場機制的支撐?，F階段虛擬電廠仍止步于負荷側聚合，作為電網的工具，協助電網管理用戶側可調資源，沒有真正意義上實現自我聚合、自我優化的效果。

 

相關建議

 

編制一體化項目配置模型。一體化項目煤電、新能源，甚至儲能的配置比例是項目能否提升利用率的基礎，需要充分分析區域特點、煤電機組調節能力、新能源功率特性等，建立測算模型，合理規劃、精準配置、協同調控。

 

實施統一調控模式?；谡{度指令到機組的現狀，一體化項目缺乏運營的平臺，依然是融入主網進行電力電量平衡，未能實現建設一體化項目的初衷。只有將調度指令下達至上一層級的控制子站，由項目的控制子站依據機組運行狀態、新能源發電能力及各類機組的經濟運行數據分解調度指令，才可以實現一體化項目對主網的平滑輸出。

 

建立市場化機制支撐。一體化項目有了初步的運營定位，就需要商業盈利渠道，更需要市場機制的強支撐，允許一體化項目以一個整體參與市場交易，履約中長期合同，實現項目在收益上的大統一，平衡新能源、煤電時段性的成本波動，降低投資方收益風險。

 

強化合約風險防控能力。以合約方式貫通的聯營項目，最關鍵的是對風險的辨識與防控。重點要提升合約相關方依法合規的意識，對收益分配、責任承擔、風險防范進行合理約定，并加強履約監督力度，夯實聯營基礎，保障聯營的長效價值。