国网能源研究院副院长蒋莉萍：未来电力系统应包含三个市场

我国电价的市场化改革，在近期又迈出了关键的一步。9月26日，国务院常务会议决定，自2020年1月1日起取消煤电价格联动机制，尚未实现市场化交易的燃煤发电电量，将在明年实行“基准价+上下浮动”的市场化定价机制，占据我国全部发电量65%的燃煤发电将告别实施了15年之久的煤电联动机制，全部投身于市场之中。

本文刊载于《中国电力企业管理》上旬刊2019年10期，原标题为《电力市场的构建需深刻认识电源的灵活性价值》，作者 翁爽。

自2015年中发9号文出台，我国电力市场化改革持续深化。电价改革是电力市场化改革的核心内容之一。当前，燃煤发电市场化交易电量已占约50％，电价明显低于标杆上网电价，此时将全部燃煤发电推向市场，将对行业上下游以及电力体制改革产生深远的影响。

而此次新政的中心和焦点——煤电，无疑将面临更严峻的考验。近年来，煤电企业陷入大面积亏损。近期，多家煤电厂爆出破产清算消息，已经备受煎熬的煤电企业，在新政执行之后还将继续承压。十亿千瓦巨大体量的煤电，在我国未来能源电力体系中应如何定位？重压之下如何找到合理的生存之道？在电力市场化改革的进程中，这一政策将带来怎样的短期效应和长期效应？带着这些问题，本刊记者专访了国网能源研究院有限公司副院长蒋莉萍。

蒋莉萍表示，在能源结构的调整和能源转型的推进中，燃煤发电站在电力系统中的定位将从电量型电源转变为电量、电力调节型电源。煤电在系统中发挥的调节作用，应有相应的价格机制使其获得市场收益；未来电力市场的架构，应充分反映电力商品的特殊属性，让传统能源和可再生能源发挥各自所长，各负其责，各得其所，公平、公正地维护市场体系中各个主体的市场利益。

电力市场设计需体现电力商品的特殊属性

我国煤电联动政策的出台始于2004年底。彼时我国煤电运形势紧张，煤炭价格不断冲高。我国煤炭先于电力实行市场化改革，从2016年开始持续高企的煤炭价格让煤电企业发电成本高居不下，“市场煤”和“计划电”矛盾尖锐，煤电企业长期受到“两头挤压”而陷入低迷。

煤电联动政策正是为缓解煤电矛盾而出台。但在这一政策实施的15年之中，由于CPI上涨、宏观经济调控等因素导致政策执行并不严格。在“联而不动”的背后，是电力作为社会经济发展的公用品以及宏观经济政策的调控工具在商品化、市场化过程中所受到的掣肘。如今，煤电联动机制即将成为历史，但电力价格市场化背后的矛盾根源却并未改变。

蒋莉萍认为，此次出台的煤电价格新政对于煤电发展将产生怎样的影响，需要把它放在我国电力走向市场化的全局视野中来看待。把煤电投放到市场中，取消行政定价，符合电力市场化改革的大方向，但仍需一系列后续政策的跟进来完善市场机制，形成一个科学、合理的电力市场，让各个市场主体在其中公平竞争。

毫无疑问，从政策的短期效应来看，新政的出台将让煤电企业的生存面临更大的挑战；长期来看，燃煤电站从电量型电源转变为电量、电力调节型电源的过程中，需要一个新的供需市场来承接煤电新的市场定位。“电力行业的发展是一荣俱荣、一损俱损的，无论哪一方被不合理地挤压了生存空间，长远来看都不利于行业整体发展，”蒋莉萍说，“未来电力市场的架构应该秉持基于在系统运行与电力供应中的作用与贡献，不偏向任何一个能源品种和发电技术的理念去设计，不应厚此薄彼。从能源安全、保障供应的角度来看，煤电仍然是我国能源电力供应中重要的主力电源之一，既然能源电力体系仍然需要煤电发挥作用，那么就应该从市场架构的设计上给予煤电一定的生存空间。”

如今，可再生能源发电上网平价时代加速到来，在人们为风电、光伏的度电价格降低而欢呼时，蒋莉萍认为，可再生能源发电技术进步带来的成本和价格下降固然可喜，但应该理性看待可再生能源发电“平价”的概念。“实际上，可再生能源发电的度电价格和煤电的度电价格，对于电力系统的意义是不一样的。可再生能源发电具有随机性、波动性，而燃煤发电可以听从调度指令，对于电力系统具有调节支撑作用。因此，煤电的度电价格中包含灵活性价值，而可再生能源的度电价格中却基本上不具备这一价值。电源的可调度性和灵活性是增强电力系统弹性、保障供电可靠性的重要价值，应在价格体系中予以体现。”蒋莉萍说。

过去，电力系统中可再生能源发电占比较小，对系统的影响相对有限。在传统的电力系统中，主要的发电技术几乎都具备灵活性的价值和可调度的能力，尽管它们能力高低不一（我国大多数水电站因为库容较小，可调度性相对差一些），但都在一定程度上可以稳定供应并听从调度指令。也正因如此，过去的电价体系没有单独量化灵活性的价值。但随着可再生能源的大规模发展和平价上网时代的到来，如果未来没有相应的市场来体现电源可调度性和灵活性的价值，灵活性电源的发展或将受阻，电力系统安全稳定运行将受到冲击。因此，如何认识一个电源品种中所包含的各方面价值，是架构电力市场的起点。

还原能源和电力的商品属性是电力市场化改革的核心要义。蒋莉萍认为，在这句话的基础上，还应补充一句，这个市场必须体现电力产品的特殊商品属性（亦即“商品特性”）——电力系统是一个瞬时平衡的系统，因此，电力产品并非仅仅提供电量就足够，而是需要同时具备提供电量和电力的能力，从而保障电力系统的稳定运行。“如果系统中有些电源品种不具备电力支撑能力，就应该为具备电力支撑能力的电源设计一个可以体现灵活性价值的市场，让可再生能源、煤电、气电，甚至电力用户等不同的主体在市场上发挥所长，不必都在能量市场上你争我抢。”蒋莉萍说。

蒋莉萍认为，在未来的电力系统里，应该包含三大市场：其一是度电市场，即能量市场，体现的是能量提供的价值；其二是电力市场，即非能量市场，体现的是运行灵活性、电力支撑能力等辅助服务的价值；其三，可称之为政策性市场，这包括绿证交易市场、碳交易市场、能效市场等，体现的是绿色环保等外部价值。

这三部分市场将共同构成一个完整的能源电力大市场。能量市场是可再生能源获利的主阵地，可再生能源提供的是绿色电力，运行成本低，边际成本趋近于0，这是它的优势所在，适合在能量市场获取收益。煤电在能量市场中，在供需形势紧张的时段可占据一席之地，但更多时候应发挥其可调度和灵活性的优势，将主战场放在辅助服务市场，在这一领域获取投资回报。可再生能源除了可以在能量市场上获利之外，其绿色低碳的环保价值可以在政策性市场上得到体现，当然，前提是国家要出台明确且严格的政策目标和要求。

这样三方面的市场架构，可充分体现不同能源品种所提供的能源电力服务所包含的价值，让各能源品种及电力技术有充分的市场空间施展所长。

建立用户参与的辅助服务分担共享机制

在当前以及未来一段时期内，煤电仍是我国发电占比最大的电源。2018年，在电力消费快速增长等因素拉动下，全国全口径火电发电量4.92万亿千瓦时，同比增长7.3%，增速同比提高2.1个百分点，为2012年以来最高增速。在现行储能技术尚未实现大规模商业化应用之前，电力系统的调峰及提供运行灵活性的重任主要还需煤电来承担。

“储能或许能够解决一天之内或一周之内的调节问题，但季节之间的调节难度就很大了。从本质上来说，储能、需求侧响应等调节手段本身并不提供能量，它们是‘能量的搬运工’，无法解决风电、太阳能发电出力的季节性波动问题，而燃煤发电本身可以提供能量，这是煤电比其他调节技术更强大的地方。”蒋莉萍说。

和煤电功能类似并且灵活性更佳的是天然气。在国外，天然气资源充足、管网发达、市场完备、气电规模较大，能够为系统提供充分的调节能力。但我国贫油少气，进口天然气价格高昂，气电发展尚在起步阶段，目前来看难以大规模发挥调节作用。因此，既能提供可靠的电力、电量，也具备灵活调节作用的煤电便成为电力系统中的兜底保障者。

随着能源转型的不断加快，外部形势对于煤电的要求一直在变化。煤电在适应变化的过程中，也伴随着迷茫与阵痛。

过去，出于低碳环保的需求，煤电超低排放和节能改造工作不断推进。排放低，效率高，是煤电努力的方向。但随着可再生能源逐渐从替代能源走向主体电源，为配合可再生能源大规模入网消纳，煤电机组灵活性改造成为煤电未来发展新的方向。

对于同一个机组而言，进行灵活性改造与按照单位发电煤耗为指标进行考核的“减排增效”要求是相悖的。灵活性改造之后机组长期运行在设计工况之外，机组能效降低，煤耗率上升，同时，频繁启停造成的机械损伤加大，技改投入的成本是巨大的。此外，压低负荷，减少发电量，煤电效益也随之下降。一方面投入上升，一方面收益降低，煤电为了适应转型而做出的“牺牲”亟待相应的市场机制予以补偿。

目前，在机组灵活性改造实施情况较好、热情较高的东北，部分改造后的电厂获得了不错的调峰收益，但这种收益并非来自一种稳定、可持续的商业模式，而是在现行运行管理规范要求下、在规定所有火电企业共同承担系统调峰责任的前提下，在具有义务的群体中形成了一个局部性市场，这个市场的空间是十分有限的，这种模式下的收益难以长久。

蒋莉萍表示，既然煤电仍然是电力系统中不可或缺的一员，就不可让它长期处于大面积亏损、难以生存发展的境地，煤电的退出应是理性、有序、有规划、有步骤的，同时，煤电企业作为一个经济主体，是社会资源的一部分，需要给企业一个转型的时间和机会。“电力行业中的各发电技术主体的技术特性和作用各有所长，因此需要互相成就、互相支持和理解。煤电要支持可再生能源大规模入网，可再生能源也要支持煤电的生存需求和有序退出。”蒋莉萍说。

这并不意味着是要让可再生能源为煤电机组参与辅助服务做出补偿。按照“谁受益，谁承担”的原则，应建立电力用户参与的辅助服务分担共享机制。“随着电力市场的建设与完善，电力生产运行中的所有成本最终还是要过渡到电力用户身上，甚至是终端商品消费者身上。”蒋莉萍说。

煤炭用于发电的比例仍将提升

在能量市场上，煤电需要逐渐让位给可再生能源，但可再生能源能否可靠补位，能否满足全社会用电需求的不断增长，是能源转型中待解的命题。这也决定了煤电如何分配电量和电力提供的比例。

客观地说，在特定的电源结构和技术条件下，系统对于可再生能源的接纳能力是有一定限度的。比如在风能资源丰富的东北，冬季的调峰矛盾十分尖锐，尤其是深夜，风电面临“三期叠加”的形势：风电出力高峰期遭遇用电负荷低谷期和取暖高峰期。冬季风电大发时，东北地区处于供暖期，70%以上的煤电机组都是热电联产机组，以热定电的运行方式使得机组必须保障供热的最小出力，因此留给风电的出力空间十分有限。在一些特殊时段，按照以热定电原则，热电机组的出力已然高于系统的用电负荷，完全没有空间接纳风电。在春节工厂停工期，负荷走低更是加剧了消纳矛盾。

可再生能源的另一主力光伏，在夏季傍晚用电高峰来临时，光照渐少，出力降低。可再生能源发电出力无法与用电负荷曲线匹配，甚至在某些时段完全相反，是其大规模入网的最大障碍。可稳定供应、听从调度指令的煤电的可贵之处，是可再生能源发电所不具备的。

当前，“十四五”规划在即，煤电如何合理规划、适度发展，是业内关注的焦点。蒋莉萍认为，在我国，从总体能源供应格局来看，煤炭用于发电的比例还会有较大的提升需要。目前我国50%的煤炭用来发电，在全球范围内，这一数值平均约为80%。大量的煤炭被直接利用，这种利用方式能效低且污染物排放高。“减煤”的重点，主要在于减少煤电以外的煤炭消费。在逐渐“减煤”“去煤”的过程中，同样要关注到煤炭的高效利用。

目前，我国煤电无论是清洁技术还是排放情况，都处于世界先进水平，因此，将煤炭用于发电，是最高效的利用方式。“从绝对量的角度来说，我国煤电达峰的时间一定晚于煤炭的达峰时间，我们分析至少要晚两年左右。煤炭达峰之后，不一定煤电不增加。就我国的具体情况而言，提高煤炭发电的比例，是‘做好煤炭清洁利用这篇文章’的重要措施之一。另外，个人的观点，谈煤电峰值，重点不应该关注煤电装机的峰值，而应该关注煤电发电量的峰值，或者煤电发电量在总发电量中的占比峰值。装机取决于系统调度运行的需要及其相对于其它灵活性资源的经济性或市场竞争力，但燃煤发电量不可无限上升。”蒋莉萍说，“从能源转型的角度来看，无论是煤炭资源，还是可再生能源资源，都需要通过转换为电力才能最大限度地发挥其价值和能效。可以说，电力行业承担着国家能源转型的重任，而转型中的电力行业，需要始终秉持多元开放、优势互补的思路，将不同电源品种、不同特性的用户和用电行为进行优化组合，形成一个8760小时瞬时平衡系统，让各个利益主体通过竞争获得合理的地位，让用户用能成本降到最低，让能源转型良性落地。”