呼和

摘? 要：煤電是我國也是內蒙古電力工業(yè)的基礎電源。在踐行“雙碳”戰(zhàn)略要求下，煤電高質量發(fā)展和低碳轉型已成為我國煤電發(fā)展的必然趨勢和迫切需要。本文從內蒙古煤電行業(yè)特點現(xiàn)狀出發(fā)，深入分析了內蒙古煤電行業(yè)的經營狀況和存在的問題，進而從保障電力供應安全、煤電清潔低碳轉型、市場機制政策支持、創(chuàng)新“新型煤電”發(fā)展模式等四方面闡述了內蒙古煤電的發(fā)展思路。

關鍵詞：煤電? ? ?清潔低碳轉型? ? ?新型電力系統(tǒng)? ? ?雙碳

內蒙古自治區(qū)能源資源富集，是我國重要的煤電、新能源和電力外送基地。在“碳達峰、碳中和”目標任務下，內蒙古正積極推動電力綠色低碳轉型，加快構建新型電力系統(tǒng)。截至2022年底，內蒙古新能源裝機和發(fā)電量占全區(qū)總規(guī)模比重已分別接近37%和21%，達到國內領先水平。但由于新能源出力的間歇性和隨機性，無法可靠提供電力支撐，當前以及未來較長一段時間內，煤電仍是內蒙古保障電力安全和新能源消納的“壓艙石”和“穩(wěn)定器”。本文結合內蒙古煤電行業(yè)特點，研究分析煤電行業(yè)經營狀況和存在的問題，提出未來內蒙古煤電發(fā)展思路，為雙碳目標實現(xiàn)和建設新型電力系統(tǒng)提供助力。

一、內蒙古煤電行業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀

截至2022年底，內蒙古煤電裝機10205萬千瓦，居全國第二位，僅次于山東省，占總裝機比重60.5%；煤電年累計發(fā)電量5019億千瓦時，占總發(fā)電量比重77.5%。

從功能定位來看，內蒙古煤電機組可分為區(qū)內公用機組、自備機組和外送機組，占比分別約為56%、16%、28%。其中，公用、自備煤電機組主要由蒙西電網和國網調度，部分自備機組孤網運行。外送機組主要包括托克托、上都電廠等500千伏點對網外送通道配套煤電，以及上海廟至山東、錫盟“一交一直”等特高壓通道配套電源。

從機組類型來看，內蒙古煤電機組以30萬千瓦級和60萬千瓦級為主，占比分別為33%和45%。區(qū)內公用煤電以30、60萬千萬級機組為主，供熱機組占比達70%左右；自備煤電以30萬千瓦及以下機組為主；外送煤電除蒙能錫林電廠外，全部為60萬千瓦及以上機組。

從能效水平來看，內蒙古煤電機組以空冷機組為主， 2022年煤電平均供電標煤消耗313.5克/千瓦時，較全國平均水平高約11克/千瓦時，較山西、陜西等周邊煤電大省低約5克/千瓦時。

從所屬企業(yè)來看，內蒙古煤電以央企和區(qū)外國企為主，占比超過75%，區(qū)內國企及民企煤電規(guī)模相對較小。其中，央企、區(qū)外國企主要有華能、國能、京能、大唐、國電投、華電等發(fā)電集團，區(qū)內國企主要為內蒙古能源集團。

從煤電聯(lián)營情況來看，內蒙古煤電一體化電廠占總煤電比重約30%，這些煤電一體化電廠主要集中在國能、國電投等發(fā)電集團，以坑口電廠或與集團內部煤礦簽訂中長期供煤協(xié)議實現(xiàn)煤電一體化聯(lián)營。

二、內蒙古煤電行業(yè)經營狀況

近年來，隨著全國煤炭價格持續(xù)走高，內蒙古煤電行業(yè)經營情況普遍不佳。2021年煤炭價格大幅上漲更是導致煤電行業(yè)大面積虧損。2021年下半年，國家、內蒙古相繼出臺煤電紓困政策，綜合采取保障電煤供應、上浮火電交易電價、減緩煤電企業(yè)稅費、增加金融支持等措施，一定程度上緩解了燃煤電廠的虧損問題，保證了電力的供應穩(wěn)定。

為準確摸清內蒙古煤電行業(yè)經營情況，研究內蒙古煤電發(fā)展思路，對內蒙古6家主要發(fā)電集團2022年經營狀況進行了調查研究，涉及燃煤電廠57家、裝機容量5917萬千瓦，占全區(qū)煤電企業(yè)總裝機容量58%。燃煤發(fā)電企業(yè)經營收入主要包括發(fā)電、供熱、輔助服務三方面，發(fā)電收入占比約90%，是煤電企業(yè)主要經營收入來源?？傮w來看，內蒙古煤電企業(yè)2022年經營實現(xiàn)微盈利，大部分電廠邊際發(fā)電成本均低于燃料成本，部分電煤運輸成本高、中長期合同電煤比重較低的電廠存在虧損問題。

分集團來看，國能集團、國電投集團2022年煤電發(fā)電業(yè)務經營狀況良好，其所屬煤電企業(yè)主要為煤電一體化電廠，電煤大部分由集團內部煤礦供應，煤價相對較低，實現(xiàn)盈利；大唐集團在內蒙古的燃煤電廠主要為托克托電廠，總裝機容量672萬千瓦（含60萬千瓦自備機組），由于機組主要為60萬千瓦高參數(shù)機組，發(fā)電成本較低，且其中長期合同電煤比重超過95%，2022年大唐集團煤電業(yè)務實現(xiàn)盈利；華能集團北方公司、內蒙古能源集團由于其所用電煤中集團內部生產電煤比重較低，電煤采購成本較高，2022年煤電業(yè)務總體盈虧平衡，部分電廠虧損；華電集團由于其所屬煤電企業(yè)無配套煤礦資源，均通過電煤中長期合同和市場供應電煤，且其部分機組按自備模式供電、電價較低，2022年華電集團煤電業(yè)務虧損。

三、內蒙古煤電行業(yè)現(xiàn)存問題

一是電煤中長期合同履約情況不及預期。2022年內蒙古電煤中長期合同實際履約率未達到100%，部分電廠履約率偏低，發(fā)電企業(yè)需要通過購買高價市場煤保障燃料供應，大幅提高了企業(yè)燃料成本。部分企業(yè)由于資金困難，購煤和發(fā)電積極性下降，導致電廠出力水平降低，影響電力安全可靠供應。

二是市場交易機制尚不完善。自2022年6月起，蒙西電網開始了電力現(xiàn)貨市場連續(xù)結算試運行，發(fā)用電側出清價格峰谷價差接近1600元/MWh，在反映供需、發(fā)現(xiàn)價格、引導發(fā)電企業(yè)頂峰保供、促進新能源消納等方面發(fā)揮了積極作用。但由于目前在結算階段實行不高于10%的獲利回收機制，發(fā)電企業(yè)缺乏頂峰發(fā)電的積極性。同時，雖然調峰輔助服務已納入電力現(xiàn)貨市場，但由于規(guī)則限制，煤電靈活性調節(jié)能力無法獲得應有回報，進一步影響了煤電企業(yè)的經營收益。

三是外送電定價機制有待調整。目前，內蒙古已建成以輸送煤電為主的電力外送通道上網電價，主要由受端地區(qū)基準電價扣除輸電費用確定。在2021年出臺上浮火電交易電價政策后，內蒙古區(qū)內煤電按照火電基準電價上浮20%、高耗能企業(yè)電價不受20%限制上調了煤電價格，而外送電廠電價僅按送端上網電價20%進行了上浮，造成當前外送電價低于區(qū)內煤電價格和電力受端地區(qū)電價，內蒙古自用和外送煤電電價出現(xiàn)倒掛。

四是煤價與熱價聯(lián)動機制尚未建立。熱電聯(lián)產機組是北方冬季集中供暖的主要力量。熱價通常按當?shù)卣?guī)定執(zhí)行，內蒙古多數(shù)地區(qū)已多年未進行調整。在煤價連年上漲的大環(huán)境下，熱電聯(lián)產機組供熱收益風險大幅增加。特別是蒙東地區(qū)，由于其冬季溫度低、供暖期長，發(fā)電企業(yè)供熱耗煤量遠高于其他地區(qū)。同時，蒙東地區(qū)整體熱價相對偏低，國電投等主要發(fā)電供熱企業(yè)供熱業(yè)務虧損。熱電聯(lián)產項目煤價與熱價聯(lián)動機制有待盡快建立，保障供熱企業(yè)合理經營收益。

四、內蒙古煤電未來發(fā)展思路探析

在踐行“雙碳”戰(zhàn)略要求下，煤電清潔高效低碳轉型已成必然趨勢和迫切要求，應通過科學規(guī)劃煤電規(guī)模布局、集中攻關關鍵技術、探索創(chuàng)新“新型煤電”等舉措，加快煤電轉型，推動煤電可持續(xù)高質量發(fā)展。

（一）保障電力安全供應仍需煤電發(fā)揮重要支撐作用

隨著中東部負荷不斷向內蒙古轉移集聚，以及區(qū)內用能電氣化水平不斷提升，預計“十四五”中后期及“十五五”內蒙古電力需求將保持5%以上的剛性增長。從供給側看，水電、核電、氣電發(fā)展存在較大不確定性，新型儲能技術成熟前，風電、光伏等新能源尚不具備提供可靠保障容量的能力，客觀上仍需要煤電發(fā)揮托底保障作用。另一方面，新能源的大規(guī)模高比例發(fā)展加大系統(tǒng)調峰壓力，電力電子設備并網增加系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行風險，煤電作為現(xiàn)階段最經濟可靠的系統(tǒng)調峰電源和轉動慣量支撐電源仍需發(fā)揮作用。因此，2030年前甚至“十六五”期間仍需新增一定規(guī)模的煤電裝機，發(fā)揮頂峰作用，用于保障新增負荷供電需求。

預計2025年內蒙古新能源裝機將達到1.35億千瓦以上，是2022年裝機規(guī)模的2倍，新能源裝機規(guī)模超過燃煤火電裝機規(guī)模；2030年達到2億千瓦、新能源發(fā)電總量超過火電發(fā)電總量?！笆逦濉逼陂g，內蒙古煤電發(fā)電量將逐步進入平臺期，發(fā)電量占比將逐步下降至50%以下，煤電發(fā)電量將由新能源電量替代，煤電利用小時數(shù)預計由當前的5000小時下降到2030年的4000小時左右，煤電定位逐步由基礎保障性電源轉向系統(tǒng)調節(jié)性電源、應急備用電源，到2030年前實現(xiàn)煤電電量達峰。

（二）存量煤電改造升級是清潔低碳轉型的關鍵

內蒙古存量煤電裝機總量大、機組類型多、運行特性復雜，為了更好地適應新型電力系統(tǒng)構建、實現(xiàn)高質量發(fā)展，一是要有序淘汰煤電落后產能，嚴格執(zhí)行國家煤電淘汰落后產能有關標準，加大能耗水平高、污染物排放大的煤電機組淘汰力度。因地制宜開展老舊機組淘汰整合工作，將符合規(guī)定的退役機組按照“退而不拆”原則，轉為應急備用電源。全面開展存量煤電機組節(jié)能改造，鼓勵實施清潔能源發(fā)電替代，大幅降低碳排放和能耗水平。推廣應用供熱改造、汽輪機通流部分改造、鍋爐煙氣余熱回收利用、電機變頻等成熟適用的節(jié)能改造技術。二是要推動現(xiàn)役煤電機組靈活性改造，推廣應用“熱電解耦”改造技術，因廠制宜采用低壓缸零出力、汽輪機旁路改造、鍋爐穩(wěn)燃等成熟適用技術方案，縮短改造時間，降低改造成本。在不降低頂峰能力的前提下，改造后純凝機組最小技術出力不超過30%，供熱機組供熱期最小技術出力不超過40%、單日連續(xù)運行時間不低于6小時。

（三）積極謀劃煤電健康發(fā)展長效市場機制和政策支持

結合煤電定位轉變方向，適應性改革煤電行業(yè)體制機制，構建煤電企業(yè)有效競爭的市場結構和體系。做好中長期市場和現(xiàn)貨市場的銜接，提升中長期合同比例。豐富交易品種，鼓勵煤電企業(yè)和電力用戶自主協(xié)商，以靈活浮動方式形成具體價格。探索建立適應高比例可再生能源的電源側容量市場或容量補償機制，完善輔助服務市場，為煤電長期持續(xù)穩(wěn)定投資提供有效激勵。深化燃煤機組上網電價形成機制改革，研究制定煤電兩部制電價機制，充分客觀反映煤電機組電力供應保障的價值，保障煤電企業(yè)穩(wěn)定經營。提升煤電企業(yè)融資能力，加大政策支持力度，避免煤電企業(yè)現(xiàn)金流斷裂，保障煤電企業(yè)穩(wěn)定經營，逐步解決煤電行業(yè)虧損；大力推進煤電聯(lián)營兼并重組，研究制定煤電聯(lián)營支持政策，實現(xiàn)上下游行業(yè)協(xié)同共贏發(fā)展，著力緩解煤電企業(yè)困境；積極推進“煤電+新能源”融合發(fā)展，鼓勵存量和增量煤電項目配套建設新能源項目，優(yōu)先支持煤電企業(yè)開展一體化多能互補項目開發(fā)，促進煤電行業(yè)健康持續(xù)發(fā)展。

（四）探索創(chuàng)新“新型煤電”發(fā)展模式

黨的二十大提出加強煤炭清潔高效利用，健全國家安全體系，確保能源安全。隨著內蒙古新型電力系統(tǒng)建設進程不斷加速，煤電作為內蒙古的主力電源，正在由基礎保障型功能定位向支撐調節(jié)型轉變。新型電力系統(tǒng)對煤電靈活、低碳、高效、智能化等方面提出了更高的要求。開展新型煤電發(fā)展路徑研究是內蒙古建設新型電力系統(tǒng)的迫切需要。預計從現(xiàn)在到2030年期間建設的大部分煤電項目將運行或延壽運行至2060年，完整經歷“碳達峰”“碳中和”過程，應將其作為面向未來的“新型煤電”進行設計。新型煤電在功能上應與新型電力系統(tǒng)的需求相適應，以較低體量發(fā)揮更大的靈活性調節(jié)、慣性支撐、供熱、生物質資源消納處置等功能，具備長期應急備用或頻繁啟停調峰能力，實現(xiàn)低碳供能。

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（作者單位：內蒙古三峽蒙能能源有限公司）

責任編輯：張莉莉