记者近日在采访中了解到，为增强火电“活力”和“竞争力”，不少常规发电企业正积极谋划煤电新布局，重新瞄准煤电一体化，并以特高压输送通道起点为依托，通过多能互补模式与风光“打捆”，实现煤电输用一体化大型清洁能源基地建设。
（文 | 本报实习记者 赵紫原）
一体化更具竞争力
长期以来，煤电顶牛困局难解，发电企业受制于“口粮”，一度加快煤炭自给，布局煤电一体化项目。据业内权威人士透露，近几年，大部分煤电一体化项目在煤电大面积亏损的状况下，能够保持盈利。“这个现象说明，煤电优化发展，还是要紧靠资源。
公开信息显示，山西于2017年试点煤电联营一体化，并规定符合一定条件的煤电一体化企业，其煤矿和洗煤厂可就近接入配套发电厂，部分剩余电量还可参与市场交易；2017年3月，华能内蒙古魏家峁电厂试运行，该电厂紧挨储量约10亿吨的露天煤矿，经蒙西-天津南1000千伏特高压输变线路输送至京津冀地区；2018年10月，京能集团五间房电厂正式并网发电，该电厂是锡盟至山东1000kv交流特高压输电线路配套的清洁发电项目。
此外，值得一提的是，2018年7月，神华国能集团和冀中峰峰能源集团合资的内蒙古阿巴嘎旗查干淖尔煤电一体化项目开建，该项目是锡盟至山东1000千伏特高压交流输电通道配套重点项目，采用“坑口发电、煤电联营”的模式运营，实现锡林郭勒盟煤电与风电打捆外送的电力输送规划，预计2020年建成投产。
“电厂建在坑口和电力外送通道附近，这样形成的煤电输用一体化基地相比‘单一化’电厂，更有优势和竞争力。”上述权威人士表示。
能源资源集约化利用
煤电一体化不是新鲜事物，但在亏损与环保压力的双重“夹击”下，发电企业不仅考虑了煤炭和电力外送，更考虑了与有竞争力的“风光”等清洁能源打“组合拳”，以多能互补形式统一送出。
对此，业内专家谷峰告诉记者：“这种模式是陕西锦界府谷电厂、山西阳城电厂的‘升级版’。跳出目前输配电价核定机制，发电企业成本大幅下降，也就是说，发电企业拥有了自备网，效率大大提升。”
有专家认为，我国能源分布与负荷中心呈反向分布，根据我国的资源禀赋，风光新能源捆绑煤电，利用特高压通道外送，再结合当前市场化交易平台，具有一定竞争力。“通过特高压通道联络资源区和负荷区，实现了‘煤从空中走’，上游也可减少燃料成本；同时，在弃风弃电现象较为严重的地区，煤电要发挥调峰作用，加大清洁能源消纳。”
对此，中电联行业发展与环境资源部副主任薛静表示认同：“煤炭的出路在发电而非散烧，而发电基本不会在东部增量，只能在西部通过特高压外送，获得东部高电价的市场。现在煤电基地建设与5年、10年前不同，一定要与外送输电相结合。”
输配电价核定需深化
对于“电煤风光输”模式，有专家认为仍存不少障碍。
“这是上游燃料价格高位、下游输出通道受阻的一种联合自救行为。显然，煤电企业在燃料和输电都不具备核心优势。需要指出的是，输电领域属于大规模沉淀性投资的公共领域，长期盈利能力可能性不高。” 中电联行业发展与环境资源部副主任叶春告诉记者。
叶春指出，输配电价是指销售电价中所含的输配电成本，相当于电力在抵达终端用户之前的“过网费”或“运费”。如果非市场交易，即计划电量，按照国家标杆电价上网；而在市场交易条件下，如果落地费用一样，转网输送相当于多了一次“转手”。 “受区域、用电高峰等因素影响，某些情况下，网间购电更便宜，比如蒙西电网这两年窝电，华北网或山东网向蒙西买电，比直接向电厂购买更划算。”
据了解，目前我国的输配电价并未区分接入价和共用网络价，而且电厂和大型用户在接入共用网络时承担的输配电价仅按电价等级区分。因此，不同距离的电厂或大型用户之间容易产生交叉补贴，这种情况容易导致电力资源错配，从而难以判断电源到底应该建在坑口附近，还是位于负荷中心附近。
谷峰认为，输、配业务应分开核价，输电网应使用“一票制”价格，配电网则应由“受益者”承担配电价格；电厂和大型用户的接入价与共用网络价格也应分别核定。也有业内人士表示，外来绿电通过特高压通道大量涌入用户侧市场，可能会打破落地端发电企业的平衡状态，用户侧市场、电网方面、供给端市场三方利益都需兼顾，才能实现共赢。
