从电力市场化角度看未来煤电发展

近日，电力四小豪门之一的国投电力发布公告，确认该公司拟在上海联合产权交易所一次性挂牌转让其所持有的6家火电厂股权。这已经不是煤电行业第一次听到类似的“坏消息”了——就在半年间，五大发电集团纷纷“转让”、“清算”旗下的煤电厂。

（来源：微信公众号“中国电力企业管理”  ID：zgdlqygl  作者：陈敏曦）

尽管在清洁化发展和结构性调整的背景下，火电规模的缩减不可避免，但煤电企业亏损面之大，破产清算速度之快，出乎所有人的意料。而就在10月21日，国家发改委印发《关于深化燃煤机组上网电价形成机制改革的指导意见》，给进退维谷的煤电再泼一盆冷水——将煤电从保量保价、到保价不保量，进而全面放手于市场。

煤电在我国电力体系中，无论是过去、现在还是未来，都拥有着不同寻常的地位。我们习惯性地用“压舱石”来形容经济大发展时期为我国提供基本负荷保障的基础性电源，也借用“稳定器”的比喻来客观勾勒未来煤电在我国能源结构中的角色定位。

随着能源转型、供给侧结构性改革的实施，以及环境约束的日益趋紧，煤电在“十四五”、以及未来更长一段时间该如何发展，已经成为业内关注的焦点。

从目前来看，业界对于“十四五”电力消费已经形成基本共识，而各方分歧主要集中于供给侧如何配合消费侧的变革。一方观点认为，随着可再生能源的快速发展，煤电在“十四五”期间，应该暂缓发展或不再发展，为可再生能源腾出空间；也有观点认为，煤电在“十四五”及未来更长一段时间还要适度发展，主要承担为可再生能源及电力系统提供调节能力的任务。

对于未来我国能源转型的目标和电力工业高质量发展的愿景，在每一个关注电力发展的人心中都是无比清晰且明确的。当我国跻身于世界第二大经济体，如何履行生态环境保护的大国承诺，或多或少都取决于电力结构优化和煤电的减排增效。

可以肯定的是，在未来煤电由“电量”型电源向“电力”型电源转型的过程中，重回“5500小时”的光辉岁月已成为美好愿景；煤电的发电量也将会随着社会发展阶段和新能源技术的进步而先于装机容量达峰。

值得关注的是，在以电力市场化为核心的电力体制改革中，如何通过政策工具让不同类型的机组物尽其用，共享发展红利；并通过有效的市场手段形成资源和利益的再分配，促进传统能源与新能源的协调发展，是当下迫切需要回答的问题。

为此，本刊特选取电源结构、市场环境最为典型的甘肃省，剖析在有限的消纳空间以及现行的市场机制下煤电企业的生存现状；同时邀请环境气候专家、宏观战略规划研究人士、电网专业人士以及市场交易从业人员，从源侧的结构特性延伸至网侧的灵活性发展，从市场发育阶段拓展至体制机制完善，从微观到宏观，见微知著，共同探寻煤电在能源转型背景下的合理化发展之路。

“十四五”及未来时期煤电在系统中的定位及作用

我国的能源安全战略长期坚持“以煤为主”，随着2014年习近平总书记提出能源革命的中心思想，我国能源发展的战略目标发生了重大转变，并提出到2020年可再生能源占比达到15%的目标。近几年随着供给侧结构性改革和能源转型的逐步深入推进，煤炭、煤电两个行业的结构和利益格局也发生了重大变化。在电力产能相对过剩的情况下，“十四五”及更长时间内，传统能源与新能源应该如何统筹发展并兼顾电力产业链条上的各方利益？

业内人士一：煤电的发展为什么会走到今天？大家都在说煤电过剩导致了很多问题，比如投资浪费，比如新能源发展不及预期。

在第一次产能过剩时期，企业投资煤电项目，看到的是固定的上网价格，看到的是“我不上别人就会上”的囚徒式发展困境。这样的发展环境，缺失的是市场产生的价格信号。根据供需关系产生价格信号引导投资，才是“十四五”及未来更长时间，行业高质量发展需要的真正市场环境。如果说在“十四五 ”、“十五五”期间煤电全部停建，这种“一刀切”式的停建，与当初“一窝蜂”式的抢建，在本质上没有太大的区别。

德国的可再生能源占比较高，也一直作为全球能源转型的模板备受关注。在德国能源转型的过程中，毫无疑问地也碰到许多问题。比如，可再生能源穿透率达到一定比例之后，每上升一个百分点，给系统运行带来的压力都是呈现指数变化的。因为可再生能源的波动性需要平衡服务，需要系统内的传统能源作出快速响应。以往煤电、核电承担的大多是基荷作用，随着能源系统中可再生能源比例的上升，此时系统需要提升灵活性配合可再生能源的发展。

2013年，德国有223天要求传统能源的出力进行再调度调整，来适应可再生能源的消纳。到了2014年，这个数据已经变成330天了，可再生能源消纳和传统能源出力调整并不是线性发展的，到了一定程度以后上升速度非常快，在一年之内上升50%。2014年，调度涉及的电量是5197吉瓦时，到了2015年的时候上升至15436吉瓦时，翻了接近三倍。从2013年到2015年期间，德国再调度系统平衡费用，也翻了接近三倍。

因此，要评价可再生能源和煤电哪个更具有经济性，一方面，毫无疑问地要考虑环境成本，另一方面也要考虑可再生能源的消纳成本。这其中不仅包括了新建线路的电网投资，还包括对既有设备的改造。例如随着分布式可再生能源逐步增加，潮流会发生改变，整个系统设备都要进行调整。再一部分就是系统平衡的成本，包括机组的快速启停成本、以及煤耗增加的成本；同时还要考虑辅助服务的交易成本，以及新能源对传统能源挤压而带来的社会成本。

欧洲学者曾经提出能源的不可能三角，也就是说在没有重大的技术变革前，大部分国家是无法同时实现能源安全、清洁和廉价的。从能源安全的角度来说，如果能源独立做不到，政治独立也不可能实现。从民众对电价的承受能力来说，意大利、西班牙、德国的新能源发展很好，但与之相对的，这些国家的居民电价在欧洲的排位，也都是排在最前面的。在我国目前的经济发展阶段，民众是不可能承受过高的电价的。

所以，“十四五”期间煤电不能“一刀切”停建，要适度发展。德国最近几年的发展中，部分西德城市的经济发展明显落后于东德，这是违反普遍认知的。大家熟知的德国重要工业地区、重要的产煤地区都在西部，而现在在西德的鲁尔区有28.4%的人口是贫困或者隐性贫困人口。这里的原因，或多或少是因为当年煤炭工业转型之后，没有完全处理好就业问题，导致了失业率的大幅飙升，人口大量流失，甚至产生了一些民粹主义思想。所以如何解决好社会问题，需要时间一步一步来，如果“一刀切”式的处理，很难不出现这些问题。现在真正需要提前计划的不是说投建多少煤电，而是如何处理好依附于产业链上的人员安置问题。

正如前所述，在“十四五”及未来更长的时间内，煤电应该适度发展，这里面的适度，是要依据于市场化模型下的仿真计算，是市场环境下的“适度”发展。以往，我国以煤为主的电源结构和经济迅猛发展时期，煤电作为基础型电源撑起了基本负荷和最高负荷，随着经济发展阶段的变化，以及能源转型的推进，煤电要为高比例可再生能源系统提供更多灵活性，因此，煤电的利用小时再重回“5500”的阶段不太可能，也无法再单纯通过电量电价来回收成本。

随着清洁能源的逐步壮大发展，装机、发电量占比在系统内的逐步提升，煤电的利用小时数还会进一步下降，并且作为系统的 “压舱石”和“调节器”为系统提供更多的调节能力。但所有的企业都是有逐利性的，都是要追求利润回报的，因此，应按照谁受益谁付费的原则，将系统内的调节成本进行疏导。实际上用户用了清洁能源的电，应该由用户来付费，由于清洁能源电量比例的升高引发的一切成本也都应该由用户买单。

随着电力市场化改革的深入推进，我国8个现货试点也取得了不同程度的进展。在2018年电力市场化交易中，煤电发电量的交易比重占到市场化电量的4成多，为稳定电价、满足基础负荷起到了关键性作用。时下，是我国经济转轨和能源转型的关键时期，我们该如何从市场化的角度看待“十四五”时期电源规划？又该如何体现经济性与绿色发展、能源安全的三厢统筹？

业内人士二：我们很反对“事前拍脑袋，事中拍胸脯，事后拍屁股”的工作方式，同时，我们也不应用计划规划的思维去看待国外的市场发展，以及国外的能源结构变化。

近几年，美国煤电的份额在持续下降，这其中很大一部分原因，是因为美国具有天然气的资源优势。如果燃煤的成本低于天然气，美国的能源占比又会是什么样子呢？当然，对于假设性的问题讨论的意义并不大，但实际上，有时候我们的思维方式是站在自己的角度去看问题，并没有站在对方的发展环境，以及市场环境来考虑问题。

随着中发9号文的印发，未来五年电力市场建设将是国家的重点工作。在市场化的背景下，我们看待事物的角度，以及判断变化的依据都将发生很大的改变。电力现货市场能够清楚地界定可调节机组提供调节服务的价值，然后通过市场手段评估出整个系统到底需要多少调节能力。

现在讲现货市场对调节能力的判别，以及将会产生的影响还比较抽象。从一个稍显市场色彩的实例来看，国内某区域通过调峰辅助服务补偿机制，促使供热期机组出力由65%降至25%，同时并没有影响供热，也没有做其他的技术改造。从这个实例可以看出来，在机制没有走向市场化之前，站在传统计划的角度，我们无法估量到底系统有多少调节能力、调节能力到底价值几何。所以，未来煤电发展的关键词，一个是市场化，另一个就是适度。要把规划放在市场化背景下，量化计算煤电发展的度。在量化测算完成前，我们还不能说清“适度”究竟是正还是负。

从经济性的角度来看，现在所讲的可再生能源平价上网，并不是真正意义上的“平价”，也不代表可再生能源在经济上可以作为主力电源。首先，可再生能源生产的电能和煤电生产的电能质量是不一样的。因为可再生能源天生具有间歇性和不连续性，或者把它笼统地称为不可预测或者不稳定性。无论是对于企业生产，还是系统平衡来说，抵御不可预知的风险，才是每个市场主体需要关注的最大成本。也就是说，可再生能源电力在能源供应的过程中，如何用经济量化出它的不稳定性，才能知道可再生能源对于电力系统安全稳定供应这一最大红利的“负影响”。

就目前来看，量化计算很难完成，那么可以用同功能类比收费的替代测算法测算极端情况：按照目前普遍的电化学储能成本，度电存储的成本为0.5元/千瓦时，有了这样的调节能力，就可以让可再生能源电力与煤电一样，成为可随时调用电源服从调度指令。那么使可再生能源与煤电质量相同就意味着度电增加0.5元/千瓦时的成本。目前可再生能源自身发电的成本，并不低于普遍的电力生产成本。从这个角度来看，再回看到国民经济的发展阶段，这样的电价成本是不可承受的。现在国家反复强调，要给实体经济减负，要降低用能成本，因为以目前我国的经济结构、我国的产业发展阶段，还不能够接受过高的电价。因此，从经济这个角度，还需要适度发展低价电源，形成“高低搭配”。

有人会问，为什么可再生能源发展到今天，它的不经济性没表现出来？电价没有受影响大幅上涨？很简单，目前火电板块的亏损面达55%，这是间接的反映，在电价不能上涨的前提下，煤电并没有拿到它为系统提供调节服务而应该获得的收益。

我国电力系统有两句话，一句话是“事故状态下保机组”，因为机组是系统恢复供应的核心；还有一句话是“经济下行保用户”，因为用户垮了，电不知道卖给谁。在促进可再生能源发展的时代背景中，煤电先向煤炭转移收入，再向工业用户转移收入，还要承担“免费”的调节服务。如果经济性离不开煤电，成本就应该向用户侧疏导。

从系统的角度出发，可再生能源是否能够成为独立能源？从全世界范围的发展来看，在理论上、在运行经验上，目前并没有哪个国家已经取得可再生能源作为主力电源的成功经验，而且一些国家还为其付出了惨重的代价。比如说前不久发生的英国停电，其中一个细节，是在系统频率临近崩溃之前，有28秒的僵持时间。在28秒中，如果英国不是淘汰那么多火电，通过火电的快速爬坡是能够顶住系统频率崩溃的。恰恰是因为传统能源的消失，系统转动惯量的减少，随着电压的崩溃，分布式可再生能源形成孤网，进一步发展成孤岛效应解列，造成整个系统崩溃的大型事故。

现在讲的产能过剩，实际上是所有电源类型的装机过剩，不能简单地说是煤电投资规划失误，也不能简单地让煤电承担所有产能过剩的后果。那么未来适度发展煤电，有序化解过剩产生，实际上是寻求一种公平的机制。

目前，存量煤电机组的寿命差不多还有15年，可预见的15年里系统是离不开煤电的，但是煤电的利用小时确实在下降，不断把出力空间让给可再生能源。按道理来说，如果没有系统调节性能力的提高，清洁能源的比例也无法提高。那么这些利用小时数不断下降的煤电机组，为系统调节提供服务的价值应该算在可再生能源电价上，以可再生能源的系统成本走到用户身上，以用户承受能力的极限判断可再生能源到底需要多少，换句话说，也就是按照用户承受电价的极限来决定整体可再生能源的穿透率。

当下，无论是我国的清洁煤电技术，还是装备制造水平都领先世界。如果“十四五”期间完全不考虑煤电发展，装备制造业、科研技术都会面临衰退和断代，也会断绝我国优势资源的发展前途。因此，考虑煤电的发展，既要站在大国责任的角度，也要站在国家能源安全的角度上统筹考量。

自2013年“大气十条”公布之后，我国煤炭消费和占比有了实质性的下降，煤电占比从75%下降至60%，“减煤控煤”已经从理念拓展到实践，可再生能源也已经成为用电增量的第一大替代电源。目前随着“去产能”的实施和经济短周期的波动，我国局部地区已经出现了用电偏紧的情况，在“十四五”时期的电源规划中，煤电的发展布局将如何匹配负荷侧的变化需求？是否会呈现“零增长”的态势？

业内人士三：对中国能源的发展目标和能源转型路线，所有人心中都已经有了无比清晰的彼岸；对于30年后建成的社会主义现代化强国，国家能源体系的构架，在每个人心中也都有发展脉络。我们整个国家都在朝着目标和方向前进。

习近平总书记提出的国家能源安全新战略，以及日前国家能源局局长章建华就能源高质量发展发表的署名文章，都明确提出绿色低碳是国家能源的发展方向，这为我国的电力规划提供了基本遵循。但是我们必须注意到，无论是习总书记的论述，还是章建华局长的署名文章，都不约而同地提到了一点——能源安全是首要任务。

我国是全世界最大的能源电力体系，我国也拥有着全世界最大的煤电体系，同时，我国还是一个发展中国家，在这样一个历史时期，未来五年、十五年，我国的煤电如何定位与发展，是一个非常严肃的决策。

根据一系列数据和仿真计算的结果，如果煤电在“十四五”期间实现零增长，必须要有一系列的前置条件。这些前置条件，涉及国家经济发展、能源需求和电力需求的变化，不仅关系到全局性的变化，也关系到区域性的变化。因为我国从东到西，省与省之间的差异非常大，不能将江苏与山西同日而语，更不能把山西跟新疆类比，这是必须观测到的差异性。

电力是大投资、大周期的行业。很多电力项目的前期工作要开展十几年的时间，也很多煤电项目早已办完开工手续。比如“十三五”时期已经规划核准的“西电东送”重要的输电通道，这些输电通道的功能，就是为了缓解中东部地区“减煤控煤”后出现的电力缺口。还有一些电源项目，比如已经开工建设的甘肃常乐电厂，是为了提高酒泉到湖南直流的运行能力，能够进一步提高甘肃酒泉地区可再生能源外送占比的重要性基础电源，甚至还有一些民生供热项目。

电力与石油、煤炭、天然气、水等能源资源的最大不同，是电力的生产、传输、消费必须同时完成，这决定了电力工业极高的复杂性。在储能技术颠覆电力系统构架之前，我们的技术发展程度还不足以允许我们完全摒弃掉煤电。因此，我们不仅要看到能源电力未来的彼岸在哪里，我们还要摸着石头过河，一步一步走下去，要根据一系列的实际情况变化来进行决策，这是至关重要的。

未来煤电的利用小时数，不一定会保持持续下降的状态。因为随着未来储能技术的进步，以及电力市场改革深化之后，如果有大量的负荷侧用户愿意去跟随市场信号，调节自身的用电特点，改善整个负荷侧的特征，可能会使整个电力系统，不管是电网还是电源，无论是煤电还是其他各类电源，都形成更好的设备利用率。最近几年工业负荷增长变慢了，更多是居民负荷增长起来。居民负荷会造成很多用电尖峰，比如空调负荷。按照目前我国的市场条件以及政治体制，是不可能对这些尖峰负荷进行直接的负荷侧调控，也不可能通过价格信号改变居民的用电习惯。

因此，系统内必须有足够的装机容量去顶尖峰负荷。但是，风能、太阳能资源是不可控的，因此系统里就必须有足够的、能够被人掌握在可控容量。目前的可控调节性资源，主要是水电和气电，但水电必须在非防汛期，而气电的经济性比较差，基于目前的市场回报机制，投资方到底愿不愿意投资这些可控的调节资源还是未知数。社会资本的逐利性，导致了这些回报率低的可控资源，还要依靠央企来投资。所以，目前大量的煤电在承担调节性电源的作用。

现在的时代已经今非昔比。在前一个时代，煤电带动了重化工业和国民经济的腾飞，那个时代煤电也过着“好日子”，但是随着经济的转轨，“大干快上”的时代已经结束，这个才是煤电利用小时数下降的关键性因素，因此煤电的利用小数下降，并不能够完全归结于可再生能源的快速发展。

但是从另外一个角度来观察，煤电利用小时数下降，确实给可再生能源腾让了一定的电量空间，但是更多的是在顺应负荷侧的巨大变化。顺应这样时代的变化，一定是需要体制机制各方面去调整，重点在负荷侧。想让煤电的利用小时数上升，是我们美好的愿望，但更多的是要结合实际，具体问题具体分析。通过测算，在2025年前后，煤电每年的利用小时数基本保持在现有的4300到4500小时之间。因此，煤电在“十四五”以及未来时期的地位和作用，绝不单单取决于新能源的发展，而是要放在一个更宏观的角度来考量。煤电与新能源不是零和博弈，二者在电力系统中从来都是相辅相成，缺一不可。

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本文刊载于《中国电力企业管理》2019年10期，作者系本刊记者。