能源

走向低碳化的中国电力市场尝试为煤电寻找新位置

随着中国中长期低碳发展的路线逐渐清晰,电力市场正在尝试为煤电寻找新的定位以及与之匹配的价格机制。
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电工在云南小湾水电站附近安装电线,煤电在云南的电力结构中承担着备用和调峰的角色。图片来源:Alamy
电工在云南小湾水电站附近安装电线,煤电在云南的电力结构中承担着备用和调峰的角色。图片来源:Alamy

继2020年9月提出2060年碳中和目标后,中国又在《巴黎协定》五周年之际宣布新的国家自主贡献目标(NDC),明确在2030年之前实现二氧化碳达峰,并将非化石能源占一次能源的消费比重由2019年的15.3%提升到25%。

尽管中国尚未正式提出新的煤电装机控制目标,但中国经济中长期的低碳发展趋势已经逐渐明朗。中国能源专家普遍认为,煤电行业的转型迫在眉睫。

目前煤炭在中国一次能源消费中占比57%。自然资源保护协会(NRDC)高级顾问杨富强认为应在“十四五”期间降低到50%以下。卓尔德环境研究中心联合能源与清洁空气研究中心近期发布的新报告也认为,2020年后再新增煤电机组与中国提出的气候承诺背道而驰,报告估计煤电总装机到2020年底约为1100GW,但如果要达成气候目标,到2030年该数字需要大幅下降到680GW。“煤电的退出是个必须要做的事情。” 报告主要作者、卓尔德环境研究中心首席经济师张树伟说。

但走向低碳化的中国电力体系仍需应对煤电和可再生能源此消彼长的过程中诸多“转型之痛”,包括煤电关停的经济社会冲击、电力系统稳定性的影响和未来电力需求等。在最近关于煤电转型的一些讨论中,多位专家提出应通过优化价格机制的方式,调整煤电在未来中国电力系统中的位置。

煤电转型之困

在一个走向低碳化的中国电力系统中,煤电面对的一个重要变化是从提供电量到提供电力及服务的角色转型。

随着可再生能源在电力系统中的比例逐渐提高,一方面煤电的实际利用小时数则持续走低,另一方面,因为风电、光伏的间歇性特性,煤电还有可能需要承担更多调峰的功能。

现役煤电机组大多按照基荷电源设计,不能完全适应深度调峰的运行要求。频繁启动及大范围负荷变动,会导致关键零部件疲劳、机组寿命损耗、燃料损耗增多,影响机组运行安全性和经济性。制图:中外对话

据新京报去年报道,2018年全国火电平均利用小时数为4361小时,远低于火电机组设定的标准利用小时数5300-5500小时。全国煤电机组平均利用率已下降到50%左右,大量机组处于停备状态。同年,火电企业亏损面接近50%。除此之外,燃煤机组参与深度调峰时,不但供电煤耗会增加,也会影响机组寿命,而对于煤电的灵活性改造又会增加额外的成本

在一些省份,煤电的职能已经转变成为电力系统做兜底保障。华北电力大学经济与管理学院袁家海教授举例称,在四川、云南、广西这些省份,发电主力是水电,煤电在当地承担备用和调峰的角色,只有在枯水期的时候才使用,一年煤电机组只开一两千个小时,但政府又不能让他们彻底关停,必须靠煤电才能保证电力系统安全。此外,政府也不太愿意承担关停企业的难题——企业关停后,政府会面临大批人员的就业问题。

改革价格机制

袁家海认为,煤电转型过程中应审视火电利用小时数这一重要评价指标在新形势下的适用度,考虑煤电定位的调整变化。

中国现存的电力价格机制主要是单一式的电量电价机制,对发电主体来说,只有发电才有收益,为电力系统做出的其它“贡献”,无论是提供备用电力还是调峰填谷,都难以通过市场获得合理的利润。

这种局面一方面造成煤电企业难以有序退出电量市场,为可再生能源企业留出空间,另一方面也阻碍了煤电的改造和转型。国家能源集团研究员张熙霖就曾指出,目前大部分地区为煤电提供的辅助调峰服务补偿偏低,激励不足是[灵活性改造]改不动的原因。

针对这种情况,实现煤电利用小时数和煤电收益在一定程度上的“解绑”成为了电力政策制订的重点之一。国家发改委在2019年10月的一份指导意见中明确提出完善辅助服务电价形成机制。通过市场机制形成燃煤机组参与调峰、调频、备用等辅助服务的价格,以补偿燃煤发电合理成本,保障电力系统安全稳定运行。该指导意见同时指出,对于燃煤机组利用小时严重偏低的省份,可建立容量补偿机制。

此前,中国已经在进行对煤电的辅助服务角色进行补偿的摸索。其中,对煤电机组执行“两部制”电价就是政府所做的尝试之一。两部制电价由电量(度)电价和容量电价构成。目前在煤电领域,仅有河北山东两省提出对民生采暖型燃煤机组执行两部制电价,即非供暖季关停期间执行容量电价,其他时间按电量电价执行。此外,也有专家在研究通过电力现货市场的调频交易机制形成燃煤机组的调频价格。

以水电为主的云南省从2015年以前就开始探索煤电的长期备用补偿机制,为省内装机量不到20%且长期备用的煤电机组寻找价格机制,例如通过水电厂每度电缴纳1分钱的火电备用金等方式补偿火电机组长期备用费。但该过程中也并非没有争议。

建立容量市场

在袁家海看来,短期内,以战略备用为代表的目标容量机制更适用于中国电力市场。目标容量机制的本质是政府将一部分煤电机组置于市场规则之外,要求这部分机组保持在备用状态,平时不让它们发电,但会在电力紧缺的时候发电来帮助电力系统维持稳定。这本质上依然是政府控制的行为,并没有让煤电和其他能源进行公平公开的市场竞争。但中国目前电力供大于求,存在大量老旧煤电机组,建立战略备用容量机制,可以帮助这部分虽老旧、但未到退役时间的机组继续为电力系统做贡献,可以利用好存量资源、降低新建机组的需求,也可以作为老旧机组退出电量市场的合理路径。

容量市场不能成为落后机组的保护伞
袁家海教授,华北电力大学经济与管理学院

但袁家海同时指出,容量市场不是存量过剩或低效煤电机组的“亏损补偿”机制,而是对满足电力资源充裕度所必需资源的公平且有效的经济激励机制。对于除了最大电力负荷需求之外还需要预留出的那部分备用容量(由负荷预测的误差、煤电机组可能产生的停运和新能源发电的随机波动所组成),各个发电单位应该有平等的机会去进行市场竞争并获得发电量。这种“全市场容量机制”更适应于中国较为复杂的电力市场,即纳入风电、光伏、水电、核能等其他能源的发电单位来一起进行市场竞争。

清华大学电机工程与应用电子技术系教授夏清也在最近的一场研讨会上指出,近期火电作为辅助能源的必要性不容忽视,但他同时强调“十四五”期间不应继续增加火电,而是好好利用现有的存量,并“唤醒沉睡的资源”。“很多用户具有强大的响应能力,”他说。

袁家海提醒,各个地区的容量机制不能设计成电量补偿,否则依然无法帮助煤电完成从提供电量到提供电力的转型。“容量市场不能成为落后机组的保护伞,它的目的还是为了让成本低的机组活的比较好,让成本高的机组加速退出。” 袁家海强调。