在2018年虧損面接近50%的背景下，“虧損”“求生”可能仍將是2019年，甚至未來幾年內全國火電企業(yè)集體面臨的難關。面對當下的電力經濟運行格局和電煤供需現狀，煤電企業(yè)如何爬出虧損泥潭，如何通過轉型升級實現高質量發(fā)展？
記者近日在采訪中了解到，為增強火電“活力”和“競爭力”，不少常規(guī)發(fā)電企業(yè)正積極謀劃煤電新布局，重新瞄準煤電一體化，并以特高壓輸送通道起點為依托，通過多能互補模式與風光“打捆”，實現煤電輸用一體化大型清潔能源基地建設。
一體化更具競爭力
長期以來，煤電頂牛困局難解，發(fā)電企業(yè)受制于“口糧”，一度加快煤炭自給，布局煤電一體化項目。據業(yè)內權威人士透露，近幾年，大部分煤電一體化項目在煤電大面積虧損的狀況下，能夠保持盈利。“這個現象說明，煤電優(yōu)化發(fā)展，還是要緊靠資源。
公開信息顯示，山西于2017年試點煤電聯營一體化，并規(guī)定符合一定條件的煤電一體化企業(yè)，其煤礦和洗煤廠可就近接入配套發(fā)電廠，部分剩余電量還可參與市場交易；2017年3月，華能內蒙古魏家峁電廠試運行，該電廠緊挨儲量約10億噸的露天煤礦，經蒙西-天津南1000千伏特高壓輸變線路輸送至京津冀地區(qū)；2018年10月，京能集團五間房電廠正式并網發(fā)電，該電廠是錫盟至山東1000kv交流特高壓輸電線路配套的清潔發(fā)電項目。
此外，值得一提的是，2018年7月，神華國能集團和冀中峰峰能源集團合資的內蒙古阿巴嘎旗查干淖爾煤電一體化項目開建，該項目是錫盟至山東1000千伏特高壓交流輸電通道配套重點項目，采用“坑口發(fā)電、煤電聯營”的模式運營，實現錫林郭勒盟煤電與風電打捆外送的電力輸送規(guī)劃，預計2020年建成投產。
“電廠建在坑口和電力外送通道附近，這樣形成的煤電輸用一體化基地相比‘單一化’電廠，更有優(yōu)勢和競爭力。”上述權威人士表示。
能源資源集約化利用
煤電一體化不是新鮮事物，但在虧損與環(huán)保壓力的雙重“夾擊”下，發(fā)電企業(yè)不僅考慮了煤炭和電力外送，更考慮了與有競爭力的“風光”等清潔能源打“組合拳”，以多能互補形式統(tǒng)一送出。
對此，業(yè)內專家谷峰告訴記者：“這種模式是陜西錦界府谷電廠、山西陽城電廠的‘升級版’。跳出目前輸配電價核定機制，發(fā)電企業(yè)成本大幅下降，也就是說，發(fā)電企業(yè)擁有了自備網，效率大大提升。”
有專家認為，我國能源分布與負荷中心呈反向分布，根據我國的資源稟賦，風光新能源捆綁煤電，利用特高壓通道外送，再結合當前市場化交易平臺，具有一定競爭力。“通過特高壓通道聯絡資源區(qū)和負荷區(qū)，實現了‘煤從空中走’，上游也可減少燃料成本；同時，在棄風棄電現象較為嚴重的地區(qū)，煤電要發(fā)揮調峰作用，加大清潔能源消納?！?/p>
對此，中電聯行業(yè)發(fā)展與環(huán)境資源部副主任薛靜表示認同：“煤炭的出路在發(fā)電而非散燒，而發(fā)電基本不會在東部增量，只能在西部通過特高壓外送，獲得東部高電價的市場?，F在煤電基地建設與5年、10年前不同，一定要與外送輸電相結合。”
輸配電價核定需深化
對于“電煤風光輸”模式，有專家認為仍存不少障礙。
“這是上游燃料價格高位、下游輸出通道受阻的一種聯合自救行為。顯然，煤電企業(yè)在燃料和輸電都不具備核心優(yōu)勢。需要指出的是，輸電領域屬于大規(guī)模沉淀性投資的公共領域，長期盈利能力可能性不高?！?中電聯行業(yè)發(fā)展與環(huán)境資源部副主任葉春告訴記者。
葉春指出，輸配電價是指銷售電價中所含的輸配電成本，相當于電力在抵達終端用戶之前的“過網費”或“運費”。如果非市場交易，即計劃電量，按照國家標桿電價上網；而在市場交易條件下，如果落地費用一樣，轉網輸送相當于多了一次“轉手”。 “受區(qū)域、用電高峰等因素影響，某些情況下，網間購電更便宜，比如蒙西電網這兩年窩電，華北網或山東網向蒙西買電，比直接向電廠購買更劃算。”
據了解，目前我國的輸配電價并未區(qū)分接入價和共用網絡價，而且電廠和大型用戶在接入共用網絡時承擔的輸配電價僅按電價等級區(qū)分。因此，不同距離的電廠或大型用戶之間容易產生交叉補貼，這種情況容易導致電力資源錯配，從而難以判斷電源到底應該建在坑口附近，還是位于負荷中心附近。
谷峰認為，輸、配業(yè)務應分開核價，輸電網應使用“一票制”價格，配電網則應由“受益者”承擔配電價格；電廠和大型用戶的接入價與共用網絡價格也應分別核定。也有業(yè)內人士表示，外來綠電通過特高壓通道大量涌入用戶側市場，可能會打破落地端發(fā)電企業(yè)的平衡狀態(tài)，用戶側市場、電網方面、供給端市場三方利益都需兼顧，才能實現共贏。
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