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(nèi)全國火電企業(yè)集體面臨的難關(guān)。面對當(dāng)下的電力經(jīng)濟(jì)運(yùn)行格局和電煤供需現(xiàn)狀，煤電企業(yè)如何爬出虧損泥潭，如何通過轉(zhuǎn)型升級實現(xiàn)高質(zhì)量發(fā)展？

　　記者近日在采訪中了解到，為增強(qiáng)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(zhǔn)煤電一體化，并以特高壓輸送通道起點(diǎn)為依托，通過多能互補(bǔ)模式與風(fēng)光“打捆”，實現(xiàn)煤電輸用一體化大型清潔能源基地建設(shè)。

　　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(jù)業(yè)內(nèi)權(quán)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(xiàn)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(diǎn)煤電聯(lián)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(nèi)蒙古魏家峁電廠試運(yùn)行，該電廠緊挨儲量約10億噸的露天煤礦，經(jīng)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(tuán)五間房電廠正式并網(wǎng)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(tuán)和冀中峰峰能源集團(tuán)合資的內(nèi)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(diǎn)項目，采用“坑口發(fā)電、煤電聯(lián)營”的模式運(yùn)營，實現(xiàn)錫林郭勒盟煤電與風(fēng)電打捆外送的電力輸送規(guī)劃，預(yù)計2020年建成投產(chǎn)。

　　“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(quán)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(fēng)光”等清潔能源打“組合拳”，以多能互補(bǔ)形式統(tǒng)一送出。

　　對此，業(yè)內(nèi)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(jī)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(wǎng)，效率大大提升?！?/p>

　　有專家認(rèn)為，我國能源分布與負(fù)荷中心呈反向分布，根據(jù)我國的資源稟賦，風(fēng)光新能源捆綁煤電，利用特高壓通道外送，再結(jié)合當(dāng)前市場化交易平臺，具有一定競爭力?！巴ㄟ^特高壓通道聯(lián)絡(luò)資源區(qū)和負(fù)荷區(qū)，實現(xiàn)了‘煤從空中走’，上游也可減少燃料成本；同時，在棄風(fēng)棄電現(xiàn)象較為嚴(yán)重的地區(qū)，煤電要發(fā)揮調(diào)峰作用，加大清潔能源消納?！?/p>

　　對此，中電聯(lián)行業(yè)發(fā)展與環(huán)境資源部副主任薛靜表示認(rèn)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(xiàn)在煤電基地建設(shè)與5年、10年前不同，一定要與外送輸電相結(jié)合。”

　　輸配電價核定需深化

　　對于“電煤風(fēng)光輸”模式，有專家認(rèn)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(lián)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(lǐng)域?qū)儆诖笠?guī)模沉淀性投資的公共領(lǐng)域，長期盈利能力可能性不高?！?中電聯(lián)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(dāng)于電力在抵達(dá)終端用戶之前的“過網(wǎng)費(fèi)”或“運(yùn)費(fèi)”。如果非市場交易，即計劃電量，按照國家標(biāo)桿電價上網(wǎng)；而在市場交易條件下，如果落地費(fèi)用一樣，轉(zhuǎn)網(wǎng)輸送相當(dāng)于多了一次“轉(zhuǎn)手”。 “受區(qū)域、用電高峰等因素影響，某些情況下，網(wǎng)間購電更便宜，比如蒙西電網(wǎng)這兩年窩電，華北網(wǎng)或山東網(wǎng)向蒙西買電，比直接向電廠購買更劃算。”

　　據(jù)了解，目前我國的輸配電價并未區(qū)分接入價和共用網(wǎng)絡(luò)價，而且電廠和大型用戶在接入共用網(wǎng)絡(luò)時承擔(dān)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(chǎn)生交叉補(bǔ)貼，這種情況容易導(dǎo)致電力資源錯配，從而難以判斷電源到底應(yīng)該建在坑口附近，還是位于負(fù)荷中心附近。

　　谷峰認(rèn)為，輸、配業(yè)務(wù)應(yīng)分開核價，輸電網(wǎng)應(yīng)使用“一票制”價格，配電網(wǎng)則應(yīng)由“受益者”承擔(dān)配電價格；電廠和大型用戶的接入價與共用網(wǎng)絡(luò)價格也應(yīng)分別核定。也有業(yè)內(nèi)人士表示，外來綠電通過特高壓通道大量涌入用戶側(cè)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(cè)市場、電網(wǎng)方面、供給端市場三方利益都需兼顧，才能實現(xiàn)共贏。