我國“雙碳”目標(biāo)的提出對全球氣候治理做出了積極貢獻，也是中華民族永續(xù)發(fā)展的內(nèi)在要求。電力部門作為碳排放和煤炭消耗最大部門，其碳排放率先達峰是全國“碳達峰”目標(biāo)實現(xiàn)的關(guān)鍵。
10月24日，中共中央、國務(wù)院正式公布了指導(dǎo)做好碳達峰碳中和這項重大工作的綱領(lǐng)性文件——《關(guān)于完整準(zhǔn)確全面貫徹新發(fā)展理念做好碳達峰碳中和工作的意見》，對碳達峰碳中和工作作出系統(tǒng)謀劃，明確了總體要求、主要目標(biāo)和重大舉措；26日，國務(wù)院隨即發(fā)布了《2030年前碳達峰行動方案》，這標(biāo)志著我國碳達峰碳中和頂層設(shè)計1+N方案中的“1”頂層設(shè)計和N中為首的政策文件正式發(fā)布。方案要求，“要堅持安全降碳，在保障能源安全的前提下，大力實施可再生能源替代，加快構(gòu)建清潔低碳安全高效的能源體系”。關(guān)于煤電，方案進一步明確要求“嚴(yán)格控制新增煤電項目，新建機組煤耗標(biāo)準(zhǔn)達到國際先進水平，有序淘汰煤電落后產(chǎn)能，加快現(xiàn)役機組節(jié)能升級和靈活性改造，積極推進供熱改造，推動煤電向基礎(chǔ)保障性和系統(tǒng)調(diào)節(jié)性電源并重轉(zhuǎn)型”。
（來源：微信公眾號“電聯(lián)新媒”ID：gh_c550b6404510 作者：袁家海 張?。?/p>
為確保“碳達峰”目標(biāo)如期實現(xiàn)，我國電力供給側(cè)加速清潔低碳轉(zhuǎn)型，非化石能源裝機及發(fā)電量占比逐年增高。截至2020年底，我國非化石能源發(fā)電裝機容量9.8億千瓦，占比提升至44.8%；非化石能源發(fā)電量2.6萬億千瓦時，占比提升至34%。煤電在電力供給側(cè)主導(dǎo)地位持續(xù)弱化，但新增電力需求全部由非化石能源發(fā)電量滿足仍有差距，煤電發(fā)電量仍有一定的增長空間，煤電在一定時期仍是保障電力安全的基石。隨著我國產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)優(yōu)化，電力需求增長重心向“三產(chǎn)”及居民轉(zhuǎn)移，負(fù)荷呈現(xiàn)“雙峰化”，加之高比例可再生能源并網(wǎng)不確定性對電力供應(yīng)穩(wěn)定的沖擊，導(dǎo)致我國電力系統(tǒng)靈活性資源緊缺。作為當(dāng)前的主力電源和調(diào)節(jié)性能較好的穩(wěn)定可控電源，在一定時期內(nèi)煤電的靈活調(diào)節(jié)能力對電力系統(tǒng)靈活性提升的潛在貢獻巨大。
近期由于短時煤炭需求激增產(chǎn)生供需不平衡，而前一時期燃煤發(fā)電價格無法隨電煤價格浮動而調(diào)整，燃煤電廠“發(fā)得越多、虧得越多”導(dǎo)致其開機發(fā)電意愿嚴(yán)重不足，在線有效發(fā)電容量不足導(dǎo)致多地出現(xiàn)不同程度的“限電、限產(chǎn)”潮。在安全保供和達峰雙重約束下，如何構(gòu)建科學(xué)的市場機制引導(dǎo)煤電平穩(wěn)轉(zhuǎn)型成為電力行業(yè)低碳轉(zhuǎn)型、落實達峰方案的關(guān)鍵。
電價新政對于煤電減虧貢獻有限
疫后經(jīng)濟復(fù)蘇，宏觀政策持續(xù)加碼推動“新基建”快速部署，釋放經(jīng)濟增長活力。2021年9月高技術(shù)制造業(yè)PMI為54%，高技術(shù)制造業(yè)增加值同比增長22.6%。我國疫情防控工作領(lǐng)先全球，出現(xiàn)對其他國家出口的暫時替代，拉動出口高速增長。2021年1-8月我國進出口差額累計為3624億美元，同比增長25.4%。在此背景下，我國電力需求對比2020年同期強勢回彈，2021年1-9月全社會用電量61651億千瓦時，同比增長12.9%。面對如此強勁的電力需求增長，而非化石能源平均利用小時數(shù)普遍下降，導(dǎo)致燃煤發(fā)電利用小時數(shù)增長10%，僅1-9月煤電發(fā)電量增長約4400億千瓦時?！笆濉逼陂g，我國推動煤炭供給側(cè)改革，產(chǎn)能受到嚴(yán)格把控，而產(chǎn)量增長也受到了安全、環(huán)保和土地等各項管理政策的限制，短時煤炭需求激增產(chǎn)生供需不平衡，引發(fā)當(dāng)前的煤“超瘋”。數(shù)據(jù)顯示，2021年10月22日動力煤均價在2500元/噸，較9月增長近一倍，較去年同期增長近四倍。煤炭價格“瘋漲”，并且短期內(nèi)電價不可能大幅上漲，電價和煤價出現(xiàn)嚴(yán)重倒掛的現(xiàn)象，使得燃煤企業(yè)虧損愈發(fā)嚴(yán)重。由缺煤引發(fā)的缺電，沿海外貿(mào)大省受影響最大，河北、湖北等高耗能大省其次；廣東、福建、江蘇等地未能有效完成“雙控”目標(biāo)，能耗強度不降反升，被“紅燈”預(yù)警實施“限電、限產(chǎn)”只是表象。
為保障電力安全穩(wěn)定供應(yīng)，2021年10月國家發(fā)展改革委及時發(fā)布了《關(guān)于進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》，旨在緩解因煤電發(fā)電虧損嚴(yán)重導(dǎo)致的限電局面。電價新政要求有序放開全部燃煤發(fā)電電量上網(wǎng)電價，燃煤發(fā)電電量原則上全部進入電力市場，通過市場交易在“基準(zhǔn)價+上下浮動”范圍內(nèi)形成上網(wǎng)電價；擴大市場交易電價上下浮動范圍；將燃煤發(fā)電市場交易價格浮動范圍由現(xiàn)行的上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%，擴大為上下浮動原則上均不超過20%，高耗能企業(yè)市場交易電價不受上浮20%限制；電力現(xiàn)貨價格不受上述幅度限制；取消工商業(yè)目錄銷售電價，推動工商業(yè)用戶都進入市場。
發(fā)用電計劃解除管制，發(fā)用電價格市場形成，這是2015年啟動新一輪電力體制改革以來，我國電力市場體制機制建設(shè)的重大突破。一方面，占全部發(fā)電量62%的燃煤發(fā)電全部進入市場，上網(wǎng)電價通過市場競爭形成；另一方面，取消工商業(yè)目錄銷售電價，工商業(yè)用戶全部進入市場。
然而，在看到這一政策的長期深遠意義的同時，必須清楚地認(rèn)識到當(dāng)前形勢下煤電上網(wǎng)電價新政對于燃煤發(fā)電減虧的影響有限。
首先，以煤價和往年相比三到四倍的上漲幅度，煤電燃料單位成本的上漲幅度就高達0.3-0.4元，也就是煤電上網(wǎng)電價應(yīng)翻倍才能將燃料成本完全疏導(dǎo)出去；對于非高耗能工商業(yè)企業(yè)上調(diào)基準(zhǔn)價上浮不超過20%，全國平均的煤電上網(wǎng)電價漲幅普遍盡在6-8分/千瓦時，這一漲幅對于煤電當(dāng)前100%虧損的局面減虧貢獻十分有限。當(dāng)前國家有關(guān)部門正在規(guī)范煤炭市場價格，開展煤炭生產(chǎn)和流通環(huán)節(jié)成本調(diào)查，嚴(yán)厲打擊流通環(huán)節(jié)、金融炒作等哄抬煤炭價格的行為，必要時將運用《價格法》賦予的工具直接規(guī)范煤炭價格。因此，煤炭價格是否能快速回調(diào)到合理水平，是20%浮動空間是否具有操作性和可持續(xù)性的關(guān)鍵。當(dāng)然，從另一個角度觀察，這20%的漲幅限制，也是與宏觀經(jīng)濟和物價水平調(diào)控適當(dāng)平衡后的選擇。
其次，盡管高耗能用戶交易電價不受上浮20%的限制，但各地實際執(zhí)行還要觀察落地效果。筆者個人的判斷是，地方政府在落實高耗能行業(yè)市場交易電價政策時必然要錨定產(chǎn)業(yè)政策和經(jīng)濟增長目標(biāo)。因此高耗能用戶交易電價漲幅不受限制的政策是否能到位、什么時間能執(zhí)行到位，尚需進一步觀察。筆者總的判斷是，燃煤電價新政對于減少當(dāng)前煤電成本倒掛、嚴(yán)重虧損的局面有積極作用，有助于提升煤電企業(yè)開機發(fā)電保供的積極性；但無法在根本上將煤電從虧損的沼澤中解救出來。
“碳達峰”目標(biāo)下，電力清潔低碳轉(zhuǎn)型要求煤電及時調(diào)整定位
從目前減排手段和效果來看，電力部門碳排放及早達峰并控制碳排放峰值是全國“碳達峰”目標(biāo)實現(xiàn)的關(guān)鍵。電力清潔低碳轉(zhuǎn)型需秉承“先立后破”的整體思路，大力發(fā)展可再生能源，在新增可再生能源足以支撐新增電力需求后，煤電有序退出為新能源讓渡更多發(fā)電空間。
隨著產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)不斷優(yōu)化，疊加電能替代推動用電需求穩(wěn)步增長，預(yù)計2025年、2030年、2035年我國全社會用電量增至9.4-9.6萬億千瓦時、11-11.3萬億千瓦時、12.2-12.8萬億千瓦時?！疤歼_峰”目標(biāo)約束下，電力清潔低碳轉(zhuǎn)型需重視充分挖掘可再生能源配套儲能及需求響應(yīng)空間起到的關(guān)鍵作用和大型可控型電源發(fā)展程度起到的支撐作用。為滿足高速發(fā)展的電力需求，需要將風(fēng)電、太陽能作為減碳主力，“十四五”“十五五”“十六五”期間風(fēng)電和太陽能年均新增總規(guī)模分別達到1.2億千瓦、1.4億千瓦、1.6億千瓦；2025年、2030年、2035年風(fēng)電和太陽能總規(guī)模達到11.3億千瓦、18.5億千瓦、26.5億千瓦，進而實現(xiàn)“十四五”末期新增電力需求由非化石新增發(fā)電量滿足，期間煤電規(guī)模及發(fā)電量有小幅新增為非化石能源逐步替代爭取時間。需要控制煤電規(guī)模在11.5-12億千瓦，煤電發(fā)電量不超過5.3萬億千瓦時，保證煤電合理利用率的同時可將電力行業(yè)碳排放峰值控制在52億噸以內(nèi)?！笆逦濉逼陂g實現(xiàn)非化石能源新增發(fā)電量對煤電發(fā)電存量的逐步替代，電力行業(yè)進入峰值平臺期。
在“碳達峰”目標(biāo)和電力安全約束下，煤電轉(zhuǎn)型需要統(tǒng)籌“發(fā)展和減排”、“整體和局部”、“短期與長期”等多重關(guān)系。煤電作為傳統(tǒng)電力系統(tǒng)中的主力電源，需要主動適配在新型電力系統(tǒng)中的新角色。新型電力系統(tǒng)中，煤電將由傳統(tǒng)的提供電力、電量的主體電源，逐步轉(zhuǎn)變?yōu)樘峁┛煽咳萘亢挽`活性服務(wù)的調(diào)節(jié)型電源，同時肩負(fù)供熱服務(wù)。首先，引導(dǎo)煤電在供給側(cè)定位逐步由“基荷”電源向調(diào)節(jié)型電源轉(zhuǎn)變。近中期煤電主導(dǎo)地位緩慢弱化，煤電以穩(wěn)定基荷為前提，從電量型電源轉(zhuǎn)變?yōu)殡娏π碗娫?，逐步實現(xiàn)新能源對煤電發(fā)電增量的替代。煤電發(fā)展的重心要轉(zhuǎn)向挖掘現(xiàn)有機組的靈活調(diào)節(jié)能力，在嚴(yán)控規(guī)模擴張的同時加速推進運行靈活性改造，服務(wù)于新能源發(fā)展和電力安全供應(yīng)需求。其次，引導(dǎo)煤電向低碳電力轉(zhuǎn)變，需要繼續(xù)深度挖掘煤電存量機組燃料靈活性、超低排放和節(jié)能改造潛力，并促進CC（U）S、BECCS改造試點的推廣，推進其及早實現(xiàn)商業(yè)化進而規(guī)?；渴穑_到加速減排的目的。隨著技術(shù)層面減排空間的逐漸減小，市場機制引導(dǎo)煤電以合理序位調(diào)度發(fā)電來降低能耗成為重點。最后，引導(dǎo)煤電從單一電力供應(yīng)向綜合能源服務(wù)轉(zhuǎn)變。在推進2030年基本實現(xiàn)工業(yè)化的過程中，集中供熱的潛在需求仍然較大，“十四五”、“十五五”期間節(jié)能高效的燃煤熱電聯(lián)產(chǎn)機組是集中供熱技術(shù)的主要發(fā)展方向，推動北方地區(qū)煤電機組熱電解耦改造成為重點。
構(gòu)建與煤電新定位相適應(yīng)的科學(xué)電力市場機制
加快電力清潔低碳轉(zhuǎn)型腳步，可再生能源發(fā)電實現(xiàn)降本提效，“十四五”期間風(fēng)電、光伏有望迎來系統(tǒng)平價時代。事實上，當(dāng)前的煤價水平和煤電上網(wǎng)電價政策下，煤電已成為僅低于氣電的最昂貴的電源，調(diào)整后的上網(wǎng)電價已普遍高于風(fēng)光水等可再生能源上網(wǎng)電價，也普遍高于核電上網(wǎng)電價。加上放開工商業(yè)用戶選擇權(quán)和綠電交易機制的推出，未來煤價即使在政府干預(yù)下回歸合理區(qū)間，面對清潔可再生能源電力，煤電也將在電量市場競價中失去優(yōu)勢。隨著可再生能源占比的進一步提高，煤電利用小時還會進一步降低，煤電的可靠容量機制對于保障煤電容量價值的作用進一步凸顯。
煤電角色轉(zhuǎn)變應(yīng)當(dāng)穩(wěn)步有節(jié)奏地進行，在新能源發(fā)展成為電量供應(yīng)主體的過程中，仍需要煤電在供應(yīng)緊張時承擔(dān)兜底保供的角色。當(dāng)前的高煤價下清潔可再生電力成為既清潔又便宜的電力，而煤電成為高價電源，會加速推進電力轉(zhuǎn)型。但在電力轉(zhuǎn)型進程中，煤電的安全保障功能長期存在，但純電量電價政策不足以保障系統(tǒng)安全所需的有效可靠容量；現(xiàn)貨市場有利于促進煤電靈活性運行，但其靈活性價值需要更加市場化的輔助服務(wù)機制。我國電力市場采用電量市場與輔助服務(wù)市場相結(jié)合的市場架構(gòu)，其中電量市場包括基于差價合約的中長期市場和全電量競價的現(xiàn)貨市場?，F(xiàn)貨市場主要開展日前、日內(nèi)、實時電能量交易和備用、調(diào)頻等輔助服務(wù)交易。作為市場化電力電量平衡機制的核心，現(xiàn)貨市場可以通過發(fā)用兩側(cè)的充分競爭傳遞價格信號，發(fā)電企業(yè)根據(jù)成本和市場自行制定發(fā)電計劃，有利于釋放市場靈活調(diào)節(jié)能力，促進煤電資源的靈活性運行。在風(fēng)、光、儲等新能源迅速發(fā)展、大電網(wǎng)結(jié)構(gòu)日趨復(fù)雜的背景下，煤電的靈活性價值需要通過更加市場化的輔助服務(wù)機制來體現(xiàn)，通過市場機制建立更加規(guī)范、高效的輔助服務(wù)交易平臺，可以加快轉(zhuǎn)變煤電職能、推進煤電的靈活性改造，厘清煤電作為靈活性資源的實際作用。
首先，現(xiàn)貨市場尖銳的分時價格信號有利于提升煤電運行靈活性和保供能力。以山西現(xiàn)貨市場今年4-6月份整季度連續(xù)試運行情況為例進行分析。日間負(fù)荷峰值和風(fēng)電低出力時，現(xiàn)貨市場價格達到價格上限1500元/兆瓦時，在此價格水平下煤電的燃料成本完成可覆蓋，煤電滿發(fā)保供；而夜間負(fù)荷低谷且風(fēng)電大發(fā)時，現(xiàn)貨市場價格低至150元/兆瓦時，此價格連煤電的燃料成本也無法覆蓋，所以在日前市場部分煤電機組選擇報高價停機或?qū)⒊隽抵磷畹停ㄟ^向現(xiàn)貨市場買電來滿足其在中長期市場獲得的發(fā)電頭寸，可進一步改善其經(jīng)濟回報。敏銳的分時價格信號自發(fā)引導(dǎo)了煤電機組的靈活運行，完成了從計劃體制下“要我減”到市場體系下“我要減”的激勵模式轉(zhuǎn)變，因此有了現(xiàn)貨市場后不再需要深度調(diào)峰輔助服務(wù)機制。輔助服務(wù)機制也需要向更加市場化的方向進化。
第一，定位為保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定的公共服務(wù)，輔助服務(wù)的收益對象為全體用戶，其成本應(yīng)在用戶間合理分?jǐn)偂１敬胃母锖蠊ど虡I(yè)用戶全部進入市場，其交易價格除了電量的交易價格外還有輔助服務(wù)費用，這是還原輔助服務(wù)系統(tǒng)公益屬性的重要一步。
第二，要建立基于市場競爭的輔助服務(wù)定價機制，運行備用這樣的輔助服務(wù)產(chǎn)品應(yīng)與現(xiàn)貨能量市場聯(lián)合出清，有效激勵輔助服務(wù)的供給。
第三，要考慮保障可再生能源消納的需要，創(chuàng)新設(shè)計激勵快速爬坡的靈活性輔助服務(wù)產(chǎn)品。
然而，隨著電力系統(tǒng)接入更多的可再生能源，電力系統(tǒng)因可控可靠容量不足所導(dǎo)致的短時電力供應(yīng)中斷的風(fēng)險將進一步加劇。盡管隨著可再生能源發(fā)電占比的提高，煤電的利用小時會進一步降低，但其可靠容量對電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定的價值將進一步提升。因此，有必要設(shè)計相應(yīng)的容量機制來激勵以煤電為主的可靠電源提供充足的系統(tǒng)充裕度。而從經(jīng)濟性角度，僅有電量和輔助服務(wù)市場不足以保障煤電正常存續(xù)運行。一是可再生能源在現(xiàn)貨市場的價格抑制效應(yīng)會進一步拉低平均出清價格。二是從試點現(xiàn)貨市場實際來看，我國現(xiàn)貨市場的價格上限被人為限定在了較低的水平，僅在1200-1500元/兆瓦時，其根源在于對現(xiàn)貨市場高價格的低政治容忍度。而電力市場經(jīng)濟學(xué)的基本結(jié)論是，現(xiàn)貨市場價格上限應(yīng)設(shè)定為損失負(fù)荷價值（VOLL），過低的價格上限會人為抑制現(xiàn)貨市場價格從而抑制尖峰保障資源的投資與進入。因此，更加系統(tǒng)性的解決方案是與電力規(guī)劃周期相一致，提前采購保障電力系統(tǒng)充裕度所需的電力資源（包括需求側(cè)資源和儲能），以投標(biāo)競價的方式提供容量支付，讓各類資源按照其對最大負(fù)荷的貢獻因子獲得容量回報。
需要指出的是，靈活性資源配置需要平衡近期與中遠期需求，為其他靈活性資源進入市場建好機制、打開空間。煤電作為現(xiàn)階段的靈活性資源主力，可以從電源側(cè)提供充足的調(diào)節(jié)資源，維持系統(tǒng)的實時平衡。從中長期來看，隨著新能源發(fā)電技術(shù)進步、輔助服務(wù)市場機制成熟，以及系統(tǒng)靈活性成本的下降，以煤電為主的靈活性資源可以為其他靈活性資源進入市場讓步、打開空間，需求側(cè)響應(yīng)、抽水蓄能、儲能、電動汽車、光熱、氫能等靈活性資源將逐步成為主力。因此，市場設(shè)計應(yīng)始終遵循技術(shù)中性原則，無論是輔助服務(wù)市場還是容量機制，都應(yīng)以各類資源的靈活性貢獻或有效容量價值為基礎(chǔ)來設(shè)計。
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