文 | 羅盾

目前的市場機(jī)制并不支持煤電大規(guī)模的靈活性改造。隨著成本傳導(dǎo)的逐漸完善，電價(jià)也可能面臨著上漲風(fēng)險(xiǎn)。

在《為什么煤電不可缺失（上）：靈活性煤電的必要性》一文中，我們討論了煤電靈活性的必要性。在本篇文章中，我們將繼續(xù)討論煤電靈活性改造帶來的成本壓力，以及未來我們需要哪些與煤電靈活性相匹配的市場機(jī)制。

煤電靈活性改造和運(yùn)行的代價(jià)

容量和電量的不匹配迫使煤電機(jī)組的靈活性（低負(fù)荷）運(yùn)行成為無奈卻需要常態(tài)運(yùn)營的方式。所謂靈活性改造和運(yùn)行，主要是指增加火電機(jī)組的出力變化范圍，強(qiáng)化響應(yīng)負(fù)荷變化及響應(yīng)調(diào)度指令的能力。多數(shù)情況下就是增加火電機(jī)組在低負(fù)荷時(shí)穩(wěn)定、清潔、高效的運(yùn)行能力。目前，我國煤電機(jī)組一般最小出力為50～60%，冬季供熱期僅能低至75～85%，對(duì)于服務(wù)新能源的調(diào)節(jié)，進(jìn)行深度調(diào)峰并不足夠。而在風(fēng)光發(fā)電滲透率提升到20%以上時(shí)，深度調(diào)峰將會(huì)成為主要需求。

煤電靈活運(yùn)行的代價(jià)主要來自兩個(gè)方面：一是靈活性改造的付出；二是靈活性運(yùn)營效率損失的代價(jià)。

煤電機(jī)組的改造中，純凝機(jī)組與熱電聯(lián)供機(jī)組技術(shù)路線有所不同。純凝機(jī)組靈活性提升主要取決于鍋爐燃燒穩(wěn)定性以及汽輪機(jī)和主要輔機(jī)的適應(yīng)性，目前國內(nèi)試點(diǎn)示范改造項(xiàng)目，最小技術(shù)出力可低至30%～35%額定容量，部分機(jī)組可以低至20%～25%。熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組靈活性提升的技術(shù)路線較為豐富：蓄熱，電極鍋爐，切除低壓缸，余熱回收等，改造完成后，熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組的最小技術(shù)出力達(dá)到40%～50%額定容量 。丹麥、德國的經(jīng)驗(yàn)表明，煤電靈活性改造技術(shù)是可行的。丹麥煤電機(jī)組改造后最小出力低至15%-20%，德國為25%-30%。

由于技術(shù)路線不同，缺乏標(biāo)準(zhǔn)，實(shí)踐中煤電靈活性改造采取一廠一策的辦法，改造成本差異較大，單位千瓦調(diào)峰容量的改造成本在500元～1500元之間，可低于抽水蓄能、氣電、儲(chǔ)能電站等其他系統(tǒng)調(diào)節(jié)手段。

在運(yùn)行上，煤電機(jī)組低負(fù)荷運(yùn)行時(shí)，煤耗增加、能效下降，參與深度調(diào)峰的機(jī)組長時(shí)間偏離設(shè)計(jì)值運(yùn)行，安全性經(jīng)濟(jì)性下降；在機(jī)組熱效率最高的負(fù)荷下穩(wěn)定運(yùn)行，為了防止低負(fù)荷時(shí)滅火或燃燒不穩(wěn)，需要投油助燃，使得機(jī)組燃料成本提高。

在浙江電科院包勁松的報(bào)告中，對(duì)各類機(jī)組的低負(fù)荷運(yùn)行作了實(shí)證分析，大致上負(fù)荷每降低10% ，煤耗將要增加5%。深度調(diào)峰，代價(jià)不菲。煤炭在煤電中的成本要占到70%，這意味著負(fù)荷每降低10%，煤電度電經(jīng)營成本將上升3.5%，這只是電量經(jīng)營成本，并未計(jì)算環(huán)境損失及改造投入。對(duì)于煤電對(duì)成本及其敏感的情況下，深度調(diào)峰的情況下，比如到 30%負(fù)荷運(yùn)行，單位電量的經(jīng)營成本，可能要升高近四分之一。對(duì)于電量出售已經(jīng)較小，已在盈虧邊緣（通常4000小時(shí)的利用小時(shí)數(shù)大致是盈虧平衡點(diǎn)）的火電廠來說，增加四分之一的現(xiàn)金經(jīng)營成本，將會(huì)壓力巨大。

市場機(jī)制的建立

目前，電力市場以電量價(jià)格為主的市場機(jī)制，缺乏煤電為電力系統(tǒng)提供保安全，頂峰調(diào)頻等服務(wù)的回報(bào)。若只按提供的電量計(jì)收益，運(yùn)行小時(shí)低，煤電生存困難，投資和更新不足，是無法顧及到靈活性改造需要的新增投入和在低負(fù)荷運(yùn)行時(shí)增加的經(jīng)營成本的補(bǔ)償?shù)?。因此，除電量市場外，關(guān)鍵是要建立容量市場。由于缺乏回報(bào)和補(bǔ)償機(jī)制，到2019年，“三北”地區(qū)累計(jì)完成的煤電機(jī)組靈活性改造只有5078萬千瓦，僅完成了“十三五”規(guī)劃目標(biāo)的24%。

那么，適度新建煤電機(jī)組是否可以考慮摒棄大容量、高參數(shù)的配置模式，轉(zhuǎn)而考慮靈活性的設(shè)計(jì)和配置？

如前所述，在“十四五”期間，為確保用電安全，保障供電需求，需要增加煤電配置1.4億kw 。既然煤電將來將大部以靈活性運(yùn)營的模式存在，是否應(yīng)當(dāng)考慮在設(shè)計(jì)和建造新煤電機(jī)組時(shí)，就按照靈活性配置的方式去考慮？

近年來，國內(nèi)煤電機(jī)組一直按著高參數(shù)，大容量，超臨界，低煤耗的路線前進(jìn)，新上機(jī)組至少都是60萬kw以上超超臨界的大型機(jī)組。然而，這是煤電仍然作為主力電源、基荷電源的發(fā)展思路。在煤電退出主力電源，角色轉(zhuǎn)變?yōu)檩o助能源，調(diào)節(jié)能源的時(shí)候，煤電發(fā)展的技術(shù)路線是否可以做出一些調(diào)整？靈活可調(diào)、中低容量、組合搭建、方便啟停，可否應(yīng)當(dāng)成為煤電技術(shù)的新發(fā)展方向？通過市場引導(dǎo)，組建專業(yè)技術(shù)攻關(guān)，從大容量、集中式的路線轉(zhuǎn)到靈活組合，分散配置的路線上來。從研發(fā)開始，設(shè)計(jì)、建造和運(yùn)營從一初始就考慮好寬幅調(diào)峰，避免以后的改造？通過增量配置，逐漸改變存量結(jié)構(gòu)，形成調(diào)節(jié)能源的功能。

我國目前的輔助服務(wù)市場可能不足以激勵(lì)煤電靈活性配置，除電量市場（有功市場）需要逐步建立和完善容量市場。

為適應(yīng)新能源消納要求，在“兩個(gè)細(xì)則”基礎(chǔ)上，一些省份對(duì)輔助服務(wù)政策進(jìn)行了調(diào)整，加大了對(duì)靈活調(diào)節(jié)電源的補(bǔ)償，但總體來看，我國輔助服務(wù)補(bǔ)償水平偏低。部分地區(qū)靈活性電源調(diào)峰僅獲得少量輔助服務(wù)的補(bǔ)貼或補(bǔ)償，缺乏可持續(xù)發(fā)展的商業(yè)模式。2018年，全國輔助服務(wù)補(bǔ)償費(fèi)用占上網(wǎng)電費(fèi)總額的0.83%，遠(yuǎn)低于美國的2.5%、英國的8%。

電力系統(tǒng)的運(yùn)行離不開無功支持和備用配置，作為輔助能源的煤電機(jī)組在提供這些服務(wù)時(shí)需要進(jìn)行設(shè)備投資和承擔(dān)運(yùn)行費(fèi)用，這些服務(wù)應(yīng)當(dāng)?shù)玫交貓?bào)。煤電靈活性改造技術(shù)成熟，經(jīng)濟(jì)合理，關(guān)鍵這也是我國在近一段時(shí)期內(nèi)現(xiàn)實(shí)的選擇。通過市場引導(dǎo)，可以彌補(bǔ)電網(wǎng)調(diào)節(jié)能力嚴(yán)重不足的短板。故而應(yīng)當(dāng)建立容量市場，提升煤電靈活配置的積極性 ，通過市場機(jī)制形成煤電機(jī)組調(diào)峰、調(diào)頻、備用等輔助服務(wù)價(jià)格，以補(bǔ)償其合理成本。

完善的市場機(jī)制是煤電靈活性配置切實(shí)有效的驅(qū)動(dòng)力。據(jù)有關(guān)資料，丹麥的火電利用小時(shí)數(shù)從調(diào)峰前的5000小時(shí)下降到了調(diào)峰后的2500-3000小時(shí)，但調(diào)峰收入仍然確保了其可以獲得合理的收益。

新能源平價(jià)上網(wǎng)不等于平價(jià)利用，容量市場需要傳導(dǎo)煤電靈活運(yùn)行的成本，電價(jià)的提升可能將會(huì)到來。

“十三五”期間，風(fēng)電、光伏發(fā)電的實(shí)際裝機(jī)數(shù)據(jù)遠(yuǎn)超過當(dāng)初規(guī)劃的2.1億和1.1億kw目標(biāo)，分別達(dá)到2.8億和2.5億kw，發(fā)展遠(yuǎn)超預(yù)期。但儲(chǔ)能和靈活性電源的發(fā)展卻明顯低于規(guī)劃。如果當(dāng)前不加快部署靈活電源，棄風(fēng)棄光或風(fēng)、光裝機(jī)的增速下降是必然要出現(xiàn)的。與電網(wǎng)連接的電源，若只計(jì)算發(fā)電端的電量成本并以此衡量是否“平價(jià)”，無法完整的估計(jì)電力轉(zhuǎn)型成本和艱難程度，也不利于防范電力轉(zhuǎn)型中的風(fēng)險(xiǎn)。而不將電能全成本傳導(dǎo)到用戶，不利于用戶認(rèn)識(shí)低碳發(fā)展的艱巨性，不利于強(qiáng)化節(jié)能意識(shí)。新能源度電成本的下降，并不意味著其利用成本能同步下降，用戶承受的電價(jià)不再單單是新能源上網(wǎng)電量的電價(jià)，平價(jià)上網(wǎng)不等于平價(jià)利用。

容量市場的設(shè)計(jì)需要解決靈活性電源服務(wù)成本傳導(dǎo)這個(gè)問題。

風(fēng)、光新能源比例越高，消納成本越高。有研究表明，新能源電量滲透率超過10%到15%之后（前文所述，2020年已達(dá)9.7%，可以預(yù)見的是在“十四五”期末，大概率到15%以上），系統(tǒng)成本將會(huì)呈現(xiàn)快速增加趨勢，包括靈活性電源投資/改造成本和系統(tǒng)調(diào)節(jié)的運(yùn)行成本。文獻(xiàn)認(rèn)為，若中國2030年達(dá)到20%- 30%的風(fēng)光新能源滲透率，可能帶來全社會(huì)度電成本增加0.031-0.059元。

芝加哥大學(xué)能源與環(huán)境政策研究所（EPIC）2020年11月發(fā)布的一份研究顯示，在美國實(shí)施可再生能源配額制（RPS）政策的29個(gè)州和哥倫比亞特區(qū)，7年后可再生能源電量比例提高了2.2%，同時(shí)零售電價(jià)提高了11%，12年后可再生能源電量比例提高5% ，零售電價(jià)提高了17%，主要是新能源電網(wǎng)接入系統(tǒng)成本提高所致。

也許，面對(duì)“清潔、廉價(jià)、安全”的不可能三角，可行的選擇是在“安全”的前提下，爭取用犧牲小部分“廉價(jià)”的代價(jià)，用來換取大部份的“清潔”吧。綠色能源，在相當(dāng)長時(shí)期內(nèi)，可能還是會(huì)有點(diǎn)貴的。