新型电力系统的建设倒逼煤电功能重塑

近年来，新能源消纳取得明显进展，但部分地区形势仍不容乐观。推进“双碳”目标，构建新能源占比逐步提高的新型电力系统是重要着力点之一。在新能源发电的间歇性和波动性尚无法彻底解决的背景下，燃煤发电对新能源的调节作用在未来相当长一段时间内仍不可或缺。要充分发挥煤电的这一功能，需要通过市场化的价格形成机制，保证燃煤机组合理疏导成本。

在“双碳”目标和构建新能源占比逐步提高的新型电力系统等政策驱动下，我国新能源发电（光伏发电、风电）正加速发展。截至2022年4月底，全国发电装机容量约为24.1亿千瓦，其中光伏发电装机3.2亿千瓦、风电装机3.4亿千瓦。预计到2030年，我国光伏、风电总装机容量可达12亿千瓦。

新能源快速发展的同时，其消纳形势不容乐观，需引起高度关注。2020年全国弃光、弃风电量分别为52.6亿千瓦时和166亿千瓦时，其中甘肃、西藏弃光率超过10%，西北地区弃风率达到8.4%。2021年，华北地区新能源弃电率达3.6%，弃电56.2亿千瓦时；东北地区新能源弃电率为2%，弃电23.6亿千瓦时；西北地区新能源弃电率达5.4%，弃电132.8亿千瓦时。2022年1-4月，青海弃光率更是高达10.1%，蒙西地区弃风率达11.8%。我国“三北”地区新能源最大渗透率超40%，风电和光伏装机容量占比超60%，然而灵活性调节电源却不足3%，系统惯量持续下降，新能源快速发展带来的消纳问题日渐突出。

灵活性调节资源仍待深度挖掘

造成新能源消纳难的主要原因是其自身的发电出力具有明显的间歇性和波动性。例如，浙江2021年火电平均发电利用小时数为4762小时，风电为2165小时，而光伏仅有1122小时，夏季午高峰时段光伏有效出力仅占装机容量的16%，风电有效出力仅占装机容量的6%；东北区域2021年7月28日，瞬时风电出力不足装机容量的0.1%；山西3月4日新能源发电出力2216万千瓦，达到全省用电负荷的61.3%；湖北3月8日新能源发电最大出力1026.51万千瓦，达全省用电负荷的40.4%；新疆6月17日新能源最大出力2125万千瓦，占全省用电负荷的57.98%。预计2030年全国新能源瞬时出力可以达到用电总负荷的60%，2060年这一数据或升至150%。

高比例新能源接入电力系统后，打破了电力系统原有的“源随荷动”运行模式，电力系统将由单侧随机演变成更复杂的双侧随机波动，这就要求电力系统的调节能力也要随之不断扩大，以解决电力电量平衡、调峰调频和系统惯量下降等问题。2021年，美国可再生能源发电量占比为20%，灵活性调节资源容量占比达49%；西班牙可再生能源发电量占比为37%，灵活性调节资源容量占比达34%。相比之下，我国可再生能源发电量占比高达30.6%，尤其是“三北”地区新能源的最大渗透率超40%，但灵活性调节资源却不足3%，系统调节能力建设更为迫切。

灵活性调节资源需要从“源网荷储”多角度进行挖掘。电源侧应通过煤电灵活性改造，降低机组最小技术出力，进而提高调峰能力，实现与新能源的“多源互补”；负荷侧可通过虚拟电厂、负荷聚合商、可中断负荷、跨时区负荷用电时间互补等实现“源荷互动”；储能侧可通过发展抽水蓄能、新型储能、电制氢、电制热、电转气等实现“多储互济”。

煤电要承担起辅助服务职能

新能源出力具有间歇性和波动性，需要传统快速响应电源辅助其进行实时调节，以满足电力电量平衡的要求。对于光伏发电，随着上午发电迅速出力，净负荷随之下降，煤电需要向下爬坡进行调峰；中午光照最强时，净负荷达到最低点，煤电机组按最小技术出力运行；傍晚随着光照下降，净负荷迅速上升，煤电需要向上爬坡进行调峰；夜间用电负荷开始下降，净负荷随之下降，煤电需要再次向下爬坡进行调峰。由此可见，通过煤电机组快速调整出力水平来平抑新能源出力的波动性，是构建新能源占比逐步提高的新型电力系统的重要支撑。

2021年以来发生的国际能源危机，更凸显出煤电机组的备用功能价值。例如，澳大利亚可再生能源发电量市场占有率超过30%，但未设置激励顶峰发电的备用容量市场，仅凭短时间内建立的电能量市场和辅助服务市场，难以保障传统电源巨额投资带来的长期回收需求，导致现货市场电价短时期内飙升。6月15日，调度机构预计，昆士兰州当晚电力供应缺口将超过800兆瓦，维多利亚州16日上午电力供应缺口将超过2000兆瓦，新南威尔士州16日下午供应缺口将达4000兆瓦。对此，当地不得不宣布从东部标准时间14:05起暂停各地现货市场，一些准备并网调试的风电、屋顶光伏项目暂停。市场暂停时，昆士兰州电价超过900美元/兆瓦时，新南威尔士州的约为800美元/兆瓦时，维多利亚州为450美元/兆瓦时，南澳大利亚州为390美元/兆瓦时，均远超300美元/兆瓦时的价格上限。由此可见，弥补新能源发电波动性的备用容量市场对于稳定市场价格水平至关重要。

与澳大利亚的情况类似，美国得州电力市场仅有单一的电能量市场，未建立容量市场机制，只是通过制定一系列稀缺电价定价机制，在系统电能和备用电能稀缺的情况下提高电能价格。这种价格机制会导致在电能稀缺的情况下，出清价格升高甚至达到上限。

相比之下，德国的经验值得借鉴。德国可再生能源发电量占比从2000年的6%上升到了2020年的46%，但电网安全稳定性未受到负面影响，用户年平均停电时间仅为10.73分钟。针对风电、光伏发电的波动，德国大部分硬煤电厂可向下调节至额定装机容量的10%，褐煤电厂可向下调节至额定装机容量的40%左右。原来计划关停的8台煤电机组转为应急备用，占煤电装机容量的6%，可提供270万千瓦的出力，在电力供应紧张时具备应急并网发电能力。

市场化价格形成机制是关键

预计到2030年，我国煤电装机将达12.5亿千瓦，气电装机达2亿千瓦，可再生能源发电量占比超过50%，10万亿千瓦时的社会用电量中有5万亿千瓦时来自火电，若气电按3000利用小时数计算，可以推算，煤电在5万亿千瓦时中的份额低于4.4万亿千瓦时，年利用小时数约为3500小时。

2021年10月18日，秦皇岛5500大卡动力煤价达到了2600元/吨，即使按照到厂后1300元/吨的动力煤价、320克/千瓦时的供电煤耗率折算（忽略其他成本），煤电边际发电成本也达到0.416元/千瓦时，按照燃煤成本在发电综合成本中占70%推算，综合发电成本为0.594元/千瓦时。全国各省（自治区、直辖市）燃煤发电基准价位于0.25元/千瓦时—0.453元/千瓦时之间，即使上浮20%，达到0.5436元/千瓦时，也无法足额疏导燃煤发电成本。由此可见，在燃煤发电“量价均低”的情况下，仅通过电能量市场回收成本，不仅无法保证煤电机组变动成本的足额疏导，也无法保证煤电机组初始投资成本回收，导致燃煤发电企业几乎全部亏损。

抽水蓄能作为最重要的新能源发电调节资源，其造价约为6000元/千瓦—8500元/千瓦，远超煤电机组的造价水平。目前电化学储能成本较高：2022年广东对电化学储能深度调峰补偿标准约为0.792元/千瓦时，浙江对年利用小时数不低于600小时的储能给予补偿，补偿标准按200元/千瓦、180元/千瓦、170元/千瓦逐年退坡。苏州对光储项目最高补贴1.1元/千瓦时，而东北地区煤电参与有偿调峰平均补偿约0.525元/千瓦时……由此可见，煤电机组提供辅助服务较储能具有显著的价格优势。另外，新能源装机规模小、分散接入的特点，导致远距离送出所需的配套电网投资相对常规机组而言呈“倍增效应”。据国网能源研究院预测，新能源发电量占比超过10%后，每提升5%，综合消纳成本约增加0.088元/千瓦时。

新能源发电需要电力系统日调节与季调节性资源的配合协调投入，抽水蓄能、电化学储能等储能电力电量调节的时间尺度一般为小时级，面对多日无光无风或瞬时大风天气，难以满足几天甚至几十天中长期时间尺度下的电力系统调节需求。燃煤发电对新能源的调节作用在未来相当长的一段时间内仍不可或缺。为促进具有调节能力的电源发展，不同类型的煤电机组可以分别进入中长期电能量市场、现货电能量市场、辅助服务市场、容量市场等，分别承担起“基荷保供”“灵活调峰”“辅助备用”的功能角色。各类煤电机组通过进入中长期电能量市场获得稳定的收益预期，通过低供电煤耗成本优势在现货市场获取短期收益，通过爬坡速率优势参与调峰调频在电力辅助服务市场获取相应回报，通过高容量价值参与辅助备用服务在电力容量市场获取合理稳定收益。