对山西省电力行业新动能培育现状的调研与思考

□刘 慧，张丹荣，李 圳

(1.山西经济管理干部学院，山西 太原 030024；2.山西河坡发电有限责任公司，山西 阳泉 045011)

习近平总书记视察山西时提出以新基建、新技术、新材料、新装备、新产品、新业态为内容的“六新”为全省推动高质量转型发展指明了方向。中国共产党山西省第十二次代表大会的报告深刻阐明了全方位推动高质量发展的目标要求，指出把握新发展阶段、贯彻新发展理念、构建新发展格局，推动高质量发展，是以习近平同志为核心的党中央审时度势作出的重大决策。实现产业转型是实现经济高质量发展的重中之重。山西省作为能源革命排头兵、重要的能源生产和供应基地，实现电力行业的改革、助力电力行业培育新动能具有重要的现实意义。为顺应当下能源革命、数字革命，实现碳达峰、碳中和的目标，需要不断培育电力行业新动能，加强电力行业改革，构建新型电力能源体系，走出一条符合山西实际情况的特色电力改革之路。

1 电力行业新动能培育基本情况

1.1 煤电企业淘汰落后产能效果显著

“产能过剩”“煤电去产能”是“十三五”期间煤电企业发展的主旋律。山西省在实施煤电企业去产能上积极落实国家有关部委政策，淘汰落后产能，通过煤电的清洁利用实现电源结构优化调整。根据国家能源局煤电行业淘汰落后产能目标任务要求，2016年，山西省共关停淘汰煤电机组30万千瓦，完成年度任务(30万千瓦)的100%；2017年，山西省共关停淘汰煤电机组71.1万千瓦，完成年度任务(50万千瓦)的142%；2018年，山西省关停淘汰煤电机组203.3万千瓦；2019年，山西省共关停淘汰煤电机组107.5万千瓦(第二批属超计划完成)；2020年全省共关停淘汰煤电机组21.7万千瓦，超额完成国家能源局下达的煤电行业淘汰落后产能目标任务(具体见表1)。煤电企业淘汰落后产能有利于实现电力行业供给侧结构性改革、降低煤炭行业碳排放量实现煤电减碳，实现电力供给结构优化。

表1 2016—2020年山西省关停淘汰煤电机组情况

表1(续)

表1(续)

1.2 可再生清洁能源替代效能逐步显现，煤电中长期仍将发挥托底作用

“十三五”期间，全省继续加大煤电结构调整，在不断推进高效燃煤机组建设的同时，也在逐步加快可再生清洁能源装机容量。其中，风电、光伏发电规模大幅提升(具体见表2)，风电装机规模2020年比2018年增长126.6%，光伏发电装机规模增长121.8%，截至2020年底，风电、光伏装机分别位居全国第四、第七位。截至2020年底，全省风电装机规模1974万千瓦，光伏发电装机规模1309万千瓦，生物发电装机规模64万千瓦，水电装机规模223万千瓦，替代煤炭消费1 620.19万吨标煤。随着 “十四五”双碳目标的提出，为有效控制煤炭消耗量和碳排放量，加快发展风电、光伏等可再生清洁能源是电力系统减碳脱碳的必然选择，可再生清洁能源将逐步发挥对煤炭能源的替代作用。

表2 2018—2020年山西省清洁能源装机规模

煤电在长期内仍将发挥托底保障作用。依托可再生清洁能源发电是能源电力的前进方向，但煤电将在一定阶段发挥支撑作用，确保可再生清洁能源具有坚实的基础。山西作为煤电大省，自2015—2019年，原煤消耗量在逐渐递减，但在全省能源生产占比仍然是高位，远高于国家煤炭能源产量占比(具体见图1、图2)；风、光、水电以及煤层气占比在逐步提高，但在整个能源结构中的比重较低(具体见图1)。在资源转型中，不断提高可再生清洁能源占比是大势所趋，但煤电仍要承担电力安全稳定供应、应急调峰、集中供热等基础性作用，仍然是未来电力系统供电的主要形式，具有不可替代性。

图1 2015—2019年山西省各种能源产量占总产量比

图2 2015—2019年全国各种能源产量占总产量比重情况

1.3 多措并举，电力体制改革稳步推进

一是电改政策体系基本形成。2016年1月，国家发改委、国家能源局正式批复山西省开展电力体制改革综合试点，山西省电力公司作为省电改领导小组成员单位，充分发挥电力专业优势，与省政府相关职能部门无缝对接，全程参与编制14项配套方案规则，有效落实了国家电力体制改革各项顶层设计。二是输配电价改革坚实落地。2017年省网独立输配电价获批并严格执行，比2015年购售价差平均降低1.06分/度。2018年、2019年连续两年降低一般工商业电价，年减少用户电费支出26亿元。坚决落实支持企业复工复产阶段性降价政策。三是电力市场化程度持续提升。2017年4月，组建股份制电力交易机构并规范运行，注册各类市场主体超6000家。持续完善交易机制，丰富交易品种，成功运营国内首个电力调频辅助服务市场，国网公司系统内率先开展电力现货市场连续结算试运行。配合推进交易机构独立规范运行，进一步优化股权结构。四是增量配电业务试点落地见效。加快实施增量配电业务改革4方面15项举措，加快推进省内各批次试点项目落地实施，控股组建3家混合所有制增量配电公司、2家实质化运营。

1.4 开展电力现货，以市场化方式促进供需平衡

继《山西省电力中长期交易规则(暂行)》规定后，我省先后出台了《2020年山西省电力直接交易工作方案》《山西省进一步推进电力市场建设工作方案》等文件，旨在建立健全“体系完备、规则健全，主体规范、信息透明，监管有效、风险可控”的市场机制，更好地发挥电力对经济转型发展的基础性、保障性作用，促进我省转型升级。

一是降低了用电成本。山西作为全国8个电力现货市场建设试点省份之一，从2019年9月1日起，山西电力现货市场在国网系统率先进入结算试运行阶段，从单日延长至两个月，逐步延长试运行周期。截至2020年底，山西电力现货市场顺利完成第6次连续结算试运行，试运行期间市场运行平稳，基本达到了优化资源配置和释放改革红利的双重效果。试运行期间，山西电力现货市场总体保持了电网安全、市场平稳、利益公允，参与现货市场的370个发电主体、42个大用户及165家售电公司代理的6001个零售用户都有所受益。其中，低成本机组增发电量7.27亿千瓦时，结算均价呈逐次下降态势；高成本机组减发电量4.55亿千瓦时，但通过转出高价合同、买入低价现货电量，增加收益月均0.76亿元。改革红利传导至用户侧，降低了用电成本。二是发电、用电两侧同时进行电力现货，引导优化用户用电习惯，逐步由“按需用电”向“按价用电”转变，电力系统逐步由“源随荷动”的传统调峰方式向“源荷互动”的新型调峰方式发展。按照国家相关要求，以“谁受益、谁承担”为原则，历次结算试运行中，山西现货市场不设资金池，将市场运营费用清晰划分为市场平衡类、成本补偿类、市场调节类三大类费用，各类费用中再详细列出各分项费用的收取与返还机制，尽可能实现市场主体“挣钱有出处、掏钱有理由”，避免了“一锅烩”等问题。

1.5 储能市场起步早，储能产业进入发展快车道

我省作为较早开启储能战场的省份，2017年颁布《关于鼓励电储能参与山西省调峰调频辅助服务有关事项的通知》，旨在提升电力系统的调节性能，提高对可再生清洁能源的消纳；2018年出台《山西省能源生产和利用设施智能化改造实施意见》，其中在涉及推进能源利用设施智能化改造方面提出要推进能源储能设施的智能化改造，储能产业发展要从发电侧、输电侧、配电侧、用户侧进行改造，支持大规模储能电站设计、安装等，支持锂电池、燃料电池产业链的研究与开发；2021年《关于印发山西省“十四五”新业态规划的通知》中涵盖山西“十四五”期间储能发展的相关规划，“十四五”期间，我省将开展“新能源+储能”示范试点，开展“风电+光伏+储能”“分布式+微网+储能”“大电网+储能”等发储用一体化的商业模式；2021年8月，省发改委下发《关于组织首批“新能源+储能”试点示范项目申报的通知》，指出对于能够有利吸引新型储能项目在本省落地，带动全产业链发展的项目将予以政策上的倾斜。

2 电力行业新动能培育存在的问题

2.1 市场化机制未充分发挥作用，煤电价格易倒挂

我省现采取的是“基准价+上下浮动”煤电价格机制，这对于发电行业引入竞争机制具有积极作用。煤电企业的盈亏很大程度上取决于煤炭原材料的价格。对于山西而言，在煤电占比较大的结构中，煤炭价格波动直接影响发电企业的盈利水平。在“十三五”期间，随着煤炭化解过剩产能、减量重组等任务的推进以及限产、环保督察等工作的进行，煤炭市场面临较大的波动。以每吨5500大卡动力煤单价为例，在2017年供给紧张的情况下，煤炭市场价格上涨，平均涨幅在34%；2018—2019年供需较平稳；2020年受新冠肺炎疫情的影响，煤炭价格下降；而在2021年上半年受到经济恢复、产业复苏以及进口煤炭数量下降等影响，煤炭价格大幅上升，导致多地电厂出现“入不敷出”的情况，甚至多地出现拉闸限电，错峰停电等举措(具体见表3)。煤炭市场综合均价如果长期超过国家规定500～570元/吨的绿色区间或出现大幅度的暴涨，在电力价格无法紧跟煤炭价格波动情况下，将导致发电成本高企，无法实现收益共享，风险共担，中长期来看将拉高电力企业的生产运营成本。

表3 2016—2021年煤炭价格波动区间

2.2 煤电企业生存受到挤压

可再生清洁能源占比的快速增加致使火电机组生存空间受到挤压。“双碳”目标的提出进一步加速了可再生清洁能源发展扩容，新技术的突破带动光伏产业的建造成本快速下行，储能技术的发展加大了对风光水电等可再生清洁能源的消纳与使用，面对多重因素叠压，煤电企业生存空间不断缩小，加剧了火力发电面临电力需求与调峰能力瓶颈。煤炭是我国主要的一次能源，山西是我国重要的产煤地区，燃煤发电约占煤炭总消费量50%以上。在目前大力发展可再生清洁能源发电和电力供求不平衡背景下，必然要求火电机组有较长时段深调低负荷运行，我省地处北方，有长达5个月的供暖期，且随着城镇化发展，地方供热面积逐年增加，多数火电机组兼有地方供热的任务，多数机组热电耦合严重，一方面响应碳减排需求，为新能源发电让路，而另一方面地区供热限制火电深调幅度和时长，冬季弃风弃光问题仍然严重，此情况对火电机组、新能源机组的经营发展、电力结构优化都有一定限制。

2.3 可再生清洁能源发展存在梗阻

一是可再生清洁能源消纳不足，当下光伏产业、风电产业成为能源转型的方向，但行业数据显示，山西2020年的弃风率为3%，虽然装机容量在不断地上升，但是存在风电、光电难以在地区内部就近消纳、电网配套设备发展滞后、跨省通道能力不足等问题，在一定程度上影响了光电、风电的消纳。二是近期出现的电荒显示，以火力发电为主、新能源发电为辅的电力结构尚未发生根本性变化，电力系统“削峰填谷”的作用尚未真正发挥。三是储能产业发展缓慢，未能在新能源发电上广泛应用，储能技术的发展在控制规模成本以及设施设备使用寿命上还不能完全满足市场应用的需要。四是在安全体系和具体的行业标准上，仍未有清晰的探索。在市场地位上，储能市场尚未形成稳定的价值机制，经济性不强，尤其是在我国当前由于电力市场的价格机制不完善，储能价值无法通过市场价格机制进行反映，导致在收益率不高的情况下可能会牺牲安全以达到降低成本的目的。

3 政策建议

3.1 构建新能源为主体的新型电力系统

随着工业化、城镇化的推进，在2030年能源消费碳达峰实现后，电力需求仍将保持持续增长。我省电力行业转型发展过程中，可分两个阶段构建以适应能源转型为目标的新型电力系统。第一阶段是对现有电力系统进行改造升级，第二阶段要多类型发展可再生清洁能源。

发挥煤电托底保障作用。煤电在“十四五”及之后较长一段时期内，仍是电力系统的托底保障电源，我省煤电高质量发展要在严控煤电规模基础上，走清洁、高效和灵活的道路，引导煤电从电量供应主体逐步转向容量供应主体，加强调峰调频、辅助服务、热电解耦等功能，保障电力供应和系统安全，持续减少碳排放。

“源头减碳”“清洁替代”，推动电力生产能源减碳。一是通过技术改进与升级，实现对现有存量火电装机的近零碳排放。二是随着新能源装机不断提升，将逐渐对煤炭进行替代。根据山西省电网公司预估，预计到2025年，全省新能源装机将达到7800万千瓦，占比超过40%。到2030年，新能源装机将突破1亿千瓦，成为第一大电源。三是推进电能替代，提高终端用能电气化水平。深挖各行业电能替代潜力，承接交通、建筑、农业等多行业领域转移的能源消耗与碳排放，交通领域在充电设施设备完善后推动新能源汽车发展，建筑行业大力推动电采暖和屋顶光伏产业，功能领域深挖生产窑炉、锅炉电能替代潜力，可与各行业建立合作，构建一批具有典型示范作用的示范项目。四是积极推进碳捕捉、利用、封存(CCUS)的开发推广。

3.2 合理设置碳达峰、碳中和时间表

统筹把握碳达峰、碳中和时间节点和工作节奏。山西作为资源型地区和碳排放大省，实现碳达峰、碳中和目标意义重大。一直以来，在碳排放上，山西始终是总量大、排放强度大、人均碳排放量高。基于省情，一是积极落实党中央关于碳达峰、碳中和的决策部署，贯彻落实中央有关碳达峰、碳中和的要求，结合我省实际情况编制电力行业的碳达峰、碳中和的实施时间表和路线图，要尊重规律、因地制宜，避免“数字减碳”“运动式减碳”。二是要统筹协调传统煤电能源与可再生清洁能源之间的关系，推动对传统煤电行业的技术升级改造，对传统电力中大容量、高参数技术审核持审慎态度。三是将电气化落实纳入相关行业的行业规划与城市规划，在财政补贴等方面确保有效落地。四是积极参与全国碳排放权交易市场，从电源侧看，碳市场将提高传统高碳机组的发电成本，提升新能源投资的经济型，如此背景下将倒逼传统煤电企业实现减碳。

3.3 推动电储能产业链发展，促进电储能技术实施落地

一是通过示范项目引领，抢占储能产业风口，构建储能相关产业完整产业链条。可以通过设立储能产业园区的方式进行产业链条的布局与规划。二是强化安全管理，在探索中可率先出台储能行业的管理规范以及各部门监管职责与标准，强化对储能产业的安全管理，可在准入门槛上加强对于储能电站的设计管理、质量监督验收等；在运营中强化安全预警、应急预案管理；在退出机制上，可设立相关的退出标准，让储能项目退出时符合环保要求和标准。三是率先制定行业标准与规范，通过我省现有的有关储能的指导文件进行储能示范项目申报，在探索过程中可以加快有关新型储能标准体系研究，梳理现有规范以及其他国家、省市有关文件，提出符合我省情况的电储能行业标准。四是引入市场机制，明晰电储能市场的商业模式。在现有市场尚未建立起来时，政府可以适当进行补贴，建立合理的价格机制，发挥输电、配电、用户等多方面对电储能项目成本分摊作用，更好地发挥市场调节作用。

3.4 发挥市场机制作用，推进电力市场改革进程提速

一是更好地将电力市场与碳市场有机结合，在目前电力现货市场的基础上进一步加快电力市场有效竞争、高效运转。一方面实现科学配合，对于火电行业避免过紧发放配额以限制企业生产经营活动，另一方面可通过丰富碳交易品种和交易方式来实现可再生清洁能源与减碳目标相协调。二是落实“基准价+浮动”市场化机制。国家发改委办公厅发布《关于做好2021年煤炭中长期合同签订履行工作的通知》中提出，更好地执行“基准价+浮动价”价格机制，以期灵敏反映市场的供求关系，通过市场机制来合理定价，在电力市场中帮助火电企业传导成本，通过有序开放燃煤发电电量上网电价，原则上燃煤发电电量全部进入电力市场，发挥市场交易机制的作用，通过“基准价+浮动价”形成上网电价，其中对于高耗能企业的交易电价可以不受浮动价百分比的限制。同时，推进工商业用户有序进入市场。

3.5 建立多元能源供应体系，推动能源供给侧结构性改革

一是发挥煤电能源对可再生清洁能源发展的支撑作用。我省能源生产中，煤炭资源产量占绝对优势，在火电占比以及装机数量远大于新能源数量的条件下，应该发挥煤电能源对新能源发展的支持作用，对于存在风电、光电难以消纳的地区要严格控制火电建设项目规模。二是面对新能源电力不稳定、可控性差等特点，火电企业要通过科学技术创新实施技术改造，努力提高机组调峰调频能力。三是在科学合理统筹规划前提下，不断加强可再生清洁能源对煤炭能源替代作用，在实施可再生清洁能源发电转型路径之时，要符合市场规律以及企业发展规律，减少使用行政命令来干预市场主体，同时促进电源总体协调发展，开展系统科学运行管理，加强对新能源电力的消纳。四是加强政策顶层设计，可通过出台相关规定鼓励煤电企业灵活运行机组，更好应对电力供需市场。