文 | 羅盾

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制。

容量和電量的不匹配迫使煤電機組的靈活性（低負荷）運行成為無奈卻需要常態運營的方式。所謂靈活性改造和運行，主要是指增加火電機組的出力變化范圍，強化響應負荷變化及響應調度指令的能力。多數情況下就是增加火電機組在低負荷時穩定、清潔、高效的運行能力。目前，我國煤電機組一般最小出力為50～60%，冬季供熱期僅能低至75～85%，對于服務新能源的調節，進行深度調峰并不足夠。而在風光發電滲透率提升到20%以上時，深度調峰將會成為主要需求。

煤電靈活運行的代價主要來自兩個方面：一是靈活性改造的付出；二是靈活性運營效率損失的代價。

煤電機組的改造中，純凝機組與熱電聯供機組技術路線有所不同。純凝機組靈活性提升主要取決于鍋爐燃燒穩定性以及汽輪機和主要輔機的適應性，目前國內試點示范改造項目，最小技術出力可低至30%～35%額定容量，部分機組可以低至20%～25%。熱電聯產機組靈活性提升的技術路線較為豐富：蓄熱，電極鍋爐，切除低壓缸，余熱回收等，改造完成后，熱電聯產機組的最小技術出力達到40%～50%額定容量。丹麥、德國的經驗表明，煤電靈活性改造技術是可行的。丹麥煤電機組改造后最小出力低至15%-20%，德國為25%-30%。

由于技術路線不同，缺乏標準，實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、儲能電站等其他系統調節手段。

在運行上，煤電機組低負荷運行時，煤耗增加、能效下降，參與深度調峰的機組長時間偏離設計值運行，安全性經濟性下降；在機組熱效率最高的負荷下穩定運行，為了防止低負荷時滅火或燃燒不穩，需要投油助燃，使得機組燃料成本提高。

在浙江電科院包勁松的報告中，對各類機組的低負荷運行作了實證分析，大致上負荷每降低10%，煤耗將要增加5%。深度調峰，代價不菲。煤炭在煤電中的成本要占到70%，這意味著負荷每降低10%，煤電度電經營成本將上升3.5%，這只是電量經營成本，并未計算環境損失及改造投入。對于煤電對成本及其敏感的情況下，深度調峰的情況下，比如到30%負荷運行，單位電量的經營成本，可能要升高近四分之一。對于電量出售已經較小，已在盈虧邊緣（通常4000小時的利用小時數大致是盈虧平衡點）的火電廠來說，增加四分之一的現金經營成本，將會壓力巨大。

目前，電力市場以電量價格為主的市場機制，缺乏煤電為電力系統提供保安全，頂峰調頻等服務的回報。若只按提供的電量計收益，運行小時低，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荷運行時增加的經營成本的補償的。因此，除電量市場外，關鍵是要建立容量市場。由于缺乏回報和補償機制，到2019年，“三北”地區累計完成的煤電機組靈活性改造只有5078萬千瓦，僅完成了“十三五”規劃目標的24%。

那么，適度新建煤電機組是否可以考慮摒棄大容量、高參數的配置模式，轉而考慮靈活性的設計和配置？

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營的模式存在，是否應當考慮在設計和建造新煤電機組時，就按照靈活性配置的方式去考慮？

近年來，國內煤電機組一直按著高參數，大容量，超臨界，低煤耗的路線前進，新上機組至少都是60萬kw以上超超臨界的大型機組。然而，這是煤電仍然作為主力電源、基荷電源的發展思路。在煤電退出主力電源，角色轉變為輔助能源，調節能源的時候，煤電發展的技術路線是否可以做出一些調整？靈活可調、中低容量、組合搭建、方便啟停，可否應當成為煤電技術的新發展方向？通過市場引導，組建專業技術攻關，從大容量、集中式的路線轉到靈活組合，分散配置的路線上來。從研發開始，設計、建造和運營從一初始就考慮好寬幅調峰，避免以后的改造？通過增量配置，逐漸改變存量結構，形成調節能源的功能。

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

為適應新能源消納要求，在“兩個細則”基礎上，一些省份對輔助服務政策進行了調整，加大了對靈活調節電源的補償，但總體來看，我國輔助服務補償水平偏低。部分地區靈活性電源調峰僅獲得少量輔助服務的補貼或補償，缺乏可持續發展的商業模式。2018年，全國輔助服務補償費用占上網電費總額的0.83%，遠低于美國的2.5%、英國的8%。

電力系統的運行離不開無功支持和備用配置，作為輔助能源的煤電機組在提供這些服務時需要進行設備投資和承擔運行費用，這些服務應當得到回報。煤電靈活性改造技術成熟，經濟合理，關鍵這也是我國在近一段時期內現實的選擇。通過市場引導，可以彌補電網調節能力嚴重不足的短板。故而應當建立容量市場，提升煤電靈活配置的積極性，通過市場機制形成煤電機組調峰、調頻、備用等輔助服務價格，以補償其合理成本。

完善的市場機制是煤電靈活性配置切實有效的驅動力。據有關資料，丹麥的火電利用小時數從調峰前的5000小時下降到了調峰后的2500-3000小時，但調峰收入仍然確保了其可以獲得合理的收益。

新能源平價上網不等于平價利用，容量市場需要傳導煤電靈活運行的成本，電價的提升可能將會到來。

“十三五”期間，風電、光伏發電的實際裝機數據遠超過當初規劃的2.1億和1.1億kw目標，分別達到2.8億和2.5億kw，發展遠超預期。但儲能和靈活性電源的發展卻明顯低于規劃。如果當前不加快部署靈活電源，棄風棄光或風、光裝機的增速下降是必然要出現的。與電網連接的電源，若只計算發電端的電量成本并以此衡量是否“平價”，無法完整的估計電力轉型成本和艱難程度，也不利于防范電力轉型中的風險。而不將電能全成本傳導到用戶，不利于用戶認識低碳發展的艱巨性，不利于強化節能意識。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，用戶承受的電價不再單單是新能源上網電量的電價，平價上網不等于平價利用。

容量市場的設計需要解決靈活性電源服務成本傳導這個問題。

風、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9.7%，可以預見的是在“十四五”期末，大概率到15%以上），系統成本將會呈現快速增加趨勢，包括靈活性電源投資/改造成本和系統調節的運行成本。文獻認為，若中國2030年達到20%-30%的風光新能源滲透率，可能帶來全社會度電成本增加0.031-0.059元。

芝加哥大學能源與環境政策研究所（EPIC）2020年11月發布的一份研究顯示，在美國實施可再生能源配額制（RPS）政策的29個州和哥倫比亞特區，7年后可再生能源電量比例提高了2.2%，同時零售電價提高了11%，12年后可再生能源電量比例提高5%，零售電價提高了17%，主要是新能源電網接入系統成本提高所致。

也許，面對“清潔、廉價、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”的代價，用來換取大部份的“清潔”吧。綠色能源，在相當長時期內，可能還是會有點貴的。