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2020年9月習(xí)近平總書記提出中國(guó)的“碳達(dá)峰”和碳中和目標(biāo)之后，裝機(jī)容量超過10億千瓦的煤電在中國(guó)能源圈中成為了尷尬的存在。很多觀點(diǎn)認(rèn)為，在煤電碳減排潛力逐漸見底的情況下，煤電的徹底退出會(huì)是中國(guó)電力行業(yè)碳達(dá)峰和碳中和的關(guān)鍵。

從2013年的霧霾之后，煤電在國(guó)內(nèi)輿論場(chǎng)中一直備受指責(zé)，如今更是走到了“消亡”的邊緣地帶。但煤電的命運(yùn)或許不能僅僅從碳中和目標(biāo)這一孤立視角來看，更要從整個(gè)電力系統(tǒng)的大環(huán)境、大格局來判斷。

而當(dāng)我們放寬了視角之后，結(jié)論可能截然不同：煤電不僅不會(huì)消亡，甚至?xí)�在未來的新型電力系統(tǒng)中扮演者重要作用。

大規(guī)模風(fēng)光并網(wǎng)對(duì)的影響

在碳中和的背景下，業(yè)內(nèi)預(yù)計(jì)未來十年年均新增風(fēng)、光裝機(jī)規(guī)模分別為5000萬kw和7000萬kw，2030年新能源裝機(jī)將大大超過12億kw，達(dá)到17億kw以上，普遍預(yù)計(jì)到2025年就能達(dá)到12億kw，增速顯著超過“十三五”時(shí)期�！笆�三五”期間，風(fēng)電裝機(jī)年均新增約3000萬kw（2020年搶裝，當(dāng)年新增裝機(jī)超過7000萬kw），光伏年均新增裝機(jī)約5000萬kw。即便是第三方機(jī)構(gòu)，多數(shù)預(yù)測(cè)的風(fēng)光合計(jì)年均新增裝機(jī)也普遍達(dá)到1億kw以上。

電力系統(tǒng)是一個(gè)超大規(guī)模的非線性時(shí)變能量平衡系統(tǒng)，要時(shí)刻保持平衡，生產(chǎn)組織模式是“源隨荷動(dòng)”。發(fā)電作為主動(dòng)調(diào)節(jié)集，負(fù)荷作為被動(dòng)不可調(diào)節(jié)集，由發(fā)電主動(dòng)調(diào)節(jié)，跟蹤負(fù)荷的運(yùn)行，用一個(gè)精準(zhǔn)可控的發(fā)電系統(tǒng)，去匹配一個(gè)基本可測(cè)的用電系統(tǒng)，通過實(shí)際運(yùn)行過程中的滾動(dòng)調(diào)節(jié)，實(shí)現(xiàn)電力系統(tǒng)安全可靠的運(yùn)行。

以風(fēng)、光發(fā)電為主的新能源，不能“源順荷動(dòng)”（風(fēng)、光不可控），或只能單邊“源隨荷動(dòng)”（棄風(fēng)棄光，減少出力）；同時(shí)，在用電側(cè)，大量分布式新能源接入后，用電負(fù)荷預(yù)測(cè)準(zhǔn)確性也大幅下降。由此，新能源大規(guī)模接入，將對(duì)傳統(tǒng)電網(wǎng)帶來巨大影響。在電源側(cè)儲(chǔ)能未完全發(fā)展起來前，風(fēng)、光發(fā)電系統(tǒng)均不具備調(diào)峰調(diào)頻、旋轉(zhuǎn)備用、無功補(bǔ)償?shù)哪芰ΑｋS機(jī)的氣象條件，使得機(jī)組出力時(shí)刻變化，這對(duì)電網(wǎng)形成較大沖擊，使得電網(wǎng)需要為風(fēng)、光發(fā)電系統(tǒng)建設(shè)相應(yīng)的旋轉(zhuǎn)備用和無功補(bǔ)償以解決調(diào)峰調(diào)頻及對(duì)電壓進(jìn)行有效的控制和調(diào)整，需要其他常規(guī)電源為有功功率提供補(bǔ)償調(diào)節(jié)，以保證電網(wǎng)對(duì)負(fù)荷持續(xù)、穩(wěn)定、可靠的供電。

理論上，風(fēng)、光入網(wǎng)所增加的發(fā)電能力并不能有效減少電力系統(tǒng)所擁有的常規(guī)發(fā)電機(jī)組。因此，從某種意義上，風(fēng)、光發(fā)電的存在，相當(dāng)于在電網(wǎng)中增加了一個(gè)“不確定性負(fù)荷”。

風(fēng)、光發(fā)電大規(guī)模接入電網(wǎng)，面對(duì)“兩高”的未來（高比例清潔能源、高比例電力電子系統(tǒng)），既要提升新能源發(fā)電的用電比重（消納），又要確保用電安全，勢(shì)必需要構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)。新能源為主體的新型電力系統(tǒng)，意味著風(fēng)、光發(fā)電將是未來電力系統(tǒng)的主體。煤電將由主力能源降格為輔助能源，但又必須承擔(dān)供電安全“壓艙石”的職責(zé)。定位為輔助能源的煤電，為確保電網(wǎng)安全，將面臨總體裝機(jī)容量不能低，但運(yùn)行效率（利用小時(shí)數(shù)）不能高的尷尬局面！

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?煤電是電網(wǎng)安全的“底牌”

風(fēng)、光發(fā)電功率的波動(dòng)完全隨天氣狀況做隨機(jī)變化，而且要比電網(wǎng)正常的負(fù)荷變化高得多。所以，為風(fēng)、光發(fā)電所準(zhǔn)備的可調(diào)容量不能簡(jiǎn)單地依靠臨時(shí)性的啟、停機(jī)來完成，而是必須使其處于旋轉(zhuǎn)備用狀態(tài)。隨之而來的是，風(fēng)、光發(fā)電裝機(jī)容量越大，旋轉(zhuǎn)備用的容量就被迫越大。因此，風(fēng)、光發(fā)電大比例接入電網(wǎng)，必須匹配大量靈活可調(diào)的電源，即靈活性電源。理論上，傳統(tǒng)能源均可為靈活性電源，因?yàn)樗鼈兌际强烧{(diào)可控的。例如水電（包括抽蓄）、氣電、電池（電化學(xué)儲(chǔ)能），以及煤電。

水電方面，我國(guó)水電裝機(jī)容量3.7億kw，其中抽蓄電站3000萬kw，受資源和環(huán)境的雙重壓力，再大規(guī)模開發(fā)水電的空間已經(jīng)不大。盡管水電廠（包括抽蓄）的調(diào)節(jié)能力比較強(qiáng)，容量大、機(jī)組的啟/停調(diào)節(jié)迅速，是較為理想的調(diào)頻調(diào)峰電源，但水電布局受自然資源的約束，在選址和容量上均有所限制，加上水電本身的周期（豐枯水期），使其自身有時(shí)也會(huì)有調(diào)峰的需求。目前，我國(guó)抽蓄電站3000萬kw的裝機(jī)容量，明顯不足于完全承擔(dān)靈活電源的功能。

氣電在調(diào)峰能力和超低排放上極具優(yōu)勢(shì)。氣電啟停速度快，大型機(jī)組啟動(dòng)至帶滿負(fù)荷可控制在1小時(shí)以內(nèi)，能夠快速響應(yīng)電網(wǎng)需求，可為電網(wǎng)提供可靠的調(diào)峰支持；氮氧化物排放量小，S02和煙塵排放基本為零，與煤電相比要清潔環(huán)保。但是，受制于中國(guó)“富煤缺油少氣”的資源稟賦，較高的氣價(jià)和安全供應(yīng)得不到完全保障的國(guó)際環(huán)境使得我國(guó)氣電裝機(jī)比較有限，在2020年末我國(guó)氣電裝機(jī)達(dá)1億kw，但只占總裝機(jī)容量的4.5%；另外，冬季往往也是天然氣用氣高峰，保民生的需求也會(huì)抑制氣電調(diào)峰的出力。

目前，寄以厚望的是儲(chǔ)能應(yīng)用系統(tǒng)，特別是電化學(xué)(電池）儲(chǔ)能，以及少量氫能儲(chǔ)能。電池儲(chǔ)能采用電力電子控制輸出功率，響應(yīng)十分迅速，本身非常適合于電力系統(tǒng)的調(diào)頻，其調(diào)頻效果是水電機(jī)組的1.7倍，更是遠(yuǎn)好于煤電機(jī)組。從中長(zhǎng)期來看，儲(chǔ)能或氫能（氫能可以看著是儲(chǔ)能的一種）加上智慧能源系統(tǒng)是實(shí)現(xiàn)大規(guī)模新能源消納，進(jìn)而實(shí)現(xiàn)能源系統(tǒng)碳中和的最終解決方案。但在近一定時(shí)期內(nèi)，儲(chǔ)能還無法完全承擔(dān)調(diào)峰功能。

首先，目前以鋰電池為主的儲(chǔ)能系統(tǒng)容量有限。儲(chǔ)能多數(shù)容量配置10%，充（放）電時(shí)間在2小時(shí)左右。對(duì)電力系統(tǒng)而言，這樣的配置在短時(shí)間內(nèi)（“分鐘”級(jí)別）的一次調(diào)頻方面是有效的，但在針對(duì)以“天”或“周”為時(shí)間周期的調(diào)峰方面卻可能不夠。假定在“十四五”期末風(fēng)、光發(fā)電機(jī)組累計(jì)裝機(jī)達(dá)到12億kw，未來5年新增7億kw，50%的新增裝機(jī)配置10%的儲(chǔ)能，則儲(chǔ)能裝機(jī)將配置有3500萬kw，能提供電量7000萬kwh。這個(gè)數(shù)對(duì)我國(guó)“十四五”期末預(yù)測(cè)的14億kw的負(fù)荷和年9.3萬億kwh的用電需求量來說并不能解決“天”級(jí)別或“周”級(jí)別時(shí)間周期的峰荷問題，在一些氣象條件下，“周”級(jí)別時(shí)間的峰荷需求并不少見。其次，從產(chǎn)業(yè)上看，2019年，全球電池儲(chǔ)能累計(jì)裝機(jī)規(guī)模為9.52GW，當(dāng)年新增投運(yùn)電池儲(chǔ)能規(guī)模是2.89GW。截至2020年6月底，我國(guó)電化學(xué)儲(chǔ)能累計(jì)裝機(jī)規(guī)模達(dá)到1831MW，未來五年要達(dá)到3500萬kw的新增儲(chǔ)能裝機(jī)，是2020年裝機(jī)的近20倍。這在電池儲(chǔ)能技術(shù)體系尚未實(shí)現(xiàn)完全標(biāo)準(zhǔn)化，產(chǎn)品質(zhì)量和系統(tǒng)集成水平參差不齊，安全問題尚有疑慮的情況下，這樣的擴(kuò)張速度存在較大不確定性。在成本和商業(yè)模式方面，儲(chǔ)能電站度電次成本在0.5元左右，離規(guī)模應(yīng)用的目標(biāo)度電次成本0.3~0.4元仍還有不小差距；商業(yè)模式也還未成熟，收益存在很大不確定，大規(guī)模的投資難以進(jìn)場(chǎng)。

從長(zhǎng)遠(yuǎn)來看，風(fēng)、光+儲(chǔ)能和氫能將是能源體系的主要的發(fā)展方向，煤電終將會(huì)退出歷史舞臺(tái)。然而，從上述分析來看，儲(chǔ)能的發(fā)展過去是沒有跟上風(fēng)、光發(fā)展的步伐的，而且在最近的一定時(shí)間內(nèi)也還不能迅速跟上新能源裝機(jī)擴(kuò)張的步伐。

綜合上述的分析，在一定時(shí)期內(nèi)，煤電仍然還將是電源的主要構(gòu)成，仍將需以一定規(guī)模的容量存在較長(zhǎng)的時(shí)間。

來看個(gè)實(shí)例。2021年初寒潮，1月7日國(guó)家電網(wǎng)統(tǒng)調(diào)最高負(fù)荷達(dá)到9.60億kw，11日南方電網(wǎng)負(fù)荷達(dá)到1.97億kw的峰值。1月7日當(dāng)天晚，兩網(wǎng)高峰創(chuàng)出了高點(diǎn)，達(dá)到了近11億kw，當(dāng)天的電量是259.67億kwh。我國(guó)電力總裝機(jī)近22億kw，這個(gè)負(fù)荷高峰出現(xiàn)在晚上，光伏沒有出力；7日那一天全國(guó)大面積沒有什么風(fēng)，風(fēng)力發(fā)電的裝機(jī)出力只有10%左右，全國(guó)5.3億千瓦風(fēng)電和光伏的總裝機(jī)，5億千瓦沒有出上力；冬季是枯水期，3.7億千瓦水電的裝機(jī)有2億多沒有出上力；冬季也是天然氣的用氣高峰，天然氣發(fā)電裝機(jī)有將近1億千瓦，50%也沒有出上力。這時(shí)，如果沒有近11億裝機(jī)的煤電頂上來，這個(gè)高峰負(fù)荷是完全無法滿足的。已知的事實(shí)是，彼時(shí)，南方一些省份被迫有序用電。

冬夏雙峰是我國(guó)電力負(fù)荷的特點(diǎn)。2021年1月，南網(wǎng)首次連續(xù)五日（“周”級(jí)的時(shí)間）出現(xiàn)冬季日用電負(fù)荷與夏季高峰時(shí)段相當(dāng)?shù)木置妗Ｈ缟厦娴膶?shí)例，冬季負(fù)荷的峰值大都出現(xiàn)在晚上。冬季是枯水期，水電出力下降；南方濕度大，風(fēng)機(jī)可能凝凍；晚高峰，太陽(yáng)已下山，光伏無法出力。多省市同一時(shí)段出現(xiàn)負(fù)荷峰值，難以實(shí)現(xiàn)余缺互濟(jì)。此時(shí)，頂峰迎冬的重任是不得不由煤電來抵頂?shù)摹?021年1月間，湖南、浙江限電，北京燃煤供熱機(jī)組重啟等事實(shí)可以證實(shí)上述判斷。

煤電要適應(yīng)低負(fù)荷運(yùn)行

截至2020年底，全國(guó)全口徑發(fā)電裝機(jī)容量為22億kw�；痣娧b機(jī)12.5億kw（煤電裝機(jī)容量10.8億kw，占總裝機(jī)容量的比重為49.1%，首次降至50%以下）、水電裝機(jī)3.7億kw、核電0.5億kw、并網(wǎng)風(fēng)電2.8億kw、光伏裝機(jī)2.5億kw。2020年新增并網(wǎng)風(fēng)電、太陽(yáng)能發(fā)電裝機(jī)容量分別為7167萬kw和4820萬kw。搶裝潮下，2020年度當(dāng)年新增并網(wǎng)風(fēng)電裝機(jī)規(guī)模創(chuàng)出歷史新高。

用電端，2020年全國(guó)用電量7.51萬億kwh，全口徑發(fā)電量為7.62萬億kwh，發(fā)電量高于用電量1.5%。“十三五”期間全社會(huì)用電量年增長(zhǎng)5.7%，全口徑發(fā)電量年均增長(zhǎng)5.8%，發(fā)電量的增幅略高于用電量的增幅。并網(wǎng)風(fēng)電和光伏發(fā)電量分別為4665、2611億kwh，同比分別增長(zhǎng)了15.1%和16.6%，兩者合計(jì)占全社會(huì)用電量9.7%。全口徑發(fā)電設(shè)備平均利用小時(shí)數(shù)3758小時(shí)，火電利用小時(shí)4216小時(shí)，其中煤電4340小時(shí)；并網(wǎng)風(fēng)電、光伏利用小時(shí)分別為2073和1281小時(shí)。

盡管煤電仍然還有4000多小時(shí)的利用小時(shí)數(shù)，情形尚可，但是，從長(zhǎng)期來看，煤電終將面臨利用小時(shí)數(shù)逐漸降低的壓力。從地區(qū)結(jié)構(gòu)上看，即便是在當(dāng)前，在一些清潔能源占比較高的地區(qū)，煤電的利用小時(shí)數(shù)已經(jīng)低于3000小時(shí)。從分省來看，十余個(gè)省的煤電利用小時(shí)數(shù)已低于4000小時(shí)，在清潔能源占比較高的省份，煤電利用小時(shí)已經(jīng)低于3000小時(shí)。

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2020年全國(guó)負(fù)荷最高達(dá)10.76億kw（國(guó)網(wǎng)和南網(wǎng)負(fù)荷有時(shí)間差，若簡(jiǎn)單相加達(dá)最高負(fù)荷接近12億kw）。預(yù)計(jì)“十四五”負(fù)荷增速5%-6%，用電量增速4%-5%，負(fù)荷增速略高于電量增速，則“十四五”末，即到2025年，負(fù)荷將達(dá)14億kw，用電量達(dá)到9.31萬億kwh。一般地，發(fā)電量要高于用電量，以高1.5%計(jì)，則發(fā)電量預(yù)測(cè)為9.45萬億kwh，比2020年增加1.8萬億kwh。

假設(shè)2025年風(fēng)、光裝機(jī)已就達(dá)到12億kw，風(fēng)光各半，則“十四五”風(fēng)光裝機(jī)新增3.2億kw，光伏新增3.5億kw。風(fēng)、光發(fā)電小時(shí)分別按2000、1300小時(shí)計(jì)，風(fēng)光裝機(jī)將新增發(fā)電量近1.1萬億kwh，將要占到新增發(fā)電量需求的近60%。屆時(shí)，風(fēng)光總發(fā)電量將達(dá)到近2萬億kwh。若按照9.31萬億kwh的用電量來匡算，這將占到全社會(huì)用電量的20%以上！考慮限電達(dá)到10%，也將出力達(dá)1.8萬億kwh，占到全社會(huì)用電量的19%。

考慮到風(fēng)、光發(fā)電的受阻系數(shù)極高，為確保用電安全及14億kw的峰值用電負(fù)荷，就必須增加穩(wěn)定電源的配置。綜合測(cè)算，煤電需增加裝機(jī)容量約1.4億kw（這個(gè)數(shù)值有爭(zhēng)議，但多數(shù)研究認(rèn)為煤電增加裝機(jī)是必須的，分歧只是增加容量大小的問題）。

事實(shí)上，在“十三五”期間，有27個(gè)省、直轄市或自治區(qū)新核準(zhǔn)通過了1.45億kw的煤電項(xiàng)目。僅在2020年，就核準(zhǔn)通過了4600萬kw，占“十三五”期間通過總和的31.9%。核準(zhǔn)通過的煤電裝機(jī)總?cè)萘吭凇笆�三五”期間呈現(xiàn)了明顯的U型曲線上升。考慮建設(shè)周期，這些項(xiàng)目將在“十四五”期間建成投產(chǎn)。

因此，“十四五”期間，隨著用電峰荷的增加，煤電裝機(jī)不得不增加。在優(yōu)先發(fā)電權(quán)讓路清潔能源的同時(shí)，新增發(fā)電量的需求（如上文預(yù)計(jì)為1.8萬億kwh）的60%將交由風(fēng)光發(fā)電機(jī)組發(fā)出，即新增發(fā)電量需求的大部分要被新增的風(fēng)光發(fā)電裝機(jī)“吃掉”。若算上新增的水電、核電等機(jī)組新增的發(fā)電量約3000億kwh，新增煤電裝機(jī)將只有4200億kwh的發(fā)電量額度，對(duì)應(yīng)1.4億kw的新增裝機(jī)規(guī)模，利用小時(shí)數(shù)就只有約3000小時(shí)，將大幅下降。

靈活性是煤電唯一的選擇

根據(jù)過去十年，即2010-2020年的歷史數(shù)據(jù)，大部分省市的用電負(fù)荷增速要大于用電量增速。出于安全考慮，用電負(fù)荷需要穩(wěn)定的電源來保障，如前分析，在一定時(shí)期，我國(guó)穩(wěn)定電源的現(xiàn)實(shí)選項(xiàng)就是煤電，這就不得不在近期內(nèi)增加煤電的裝機(jī)。同時(shí)，氣候承諾和減排的壓力又需要使用大量的清潔能源。因此，煤電裝機(jī)容量和使用電量的不匹配將會(huì)在相當(dāng)長(zhǎng)的時(shí)期內(nèi)存在。最簡(jiǎn)單和直觀的估算：負(fù)荷年增加6000萬kw，意味著穩(wěn)定電源的裝機(jī)容量需要增加6000萬kw；用電量變化同步于用電負(fù)荷，增速小于負(fù)荷增速，電量年增加3600億kwh。在容量和電量完全匹配的情況下，機(jī)組利用小時(shí)數(shù)為6000小時(shí)，這是經(jīng)濟(jì)合理的。然而，在技術(shù)進(jìn)步和平價(jià)上網(wǎng)的情況下，風(fēng)、光新能源機(jī)組大規(guī)模的裝機(jī)是必然的，謹(jǐn)慎估計(jì)，若年新增裝機(jī)1億kw，綜合利用小時(shí)1650小時(shí)，就將“吃掉”電量約1650億kwh，留給煤電機(jī)組的就只有1950億kwh。顯然，煤電機(jī)組的利用小時(shí)就會(huì)跌到3250小時(shí)。

在大力拓展清潔能源，新能源裝機(jī)增加的同時(shí)，煤電裝機(jī)也得增加，這看起來似乎相當(dāng)荒謬！其實(shí)不然，單純反對(duì)煤電建設(shè)的觀點(diǎn)是缺乏對(duì)電力系統(tǒng)運(yùn)行基本常識(shí)的認(rèn)知，這只關(guān)注電量替代的競(jìng)爭(zhēng)關(guān)系，忽略了電力瞬時(shí)平衡的特點(diǎn)。煤電裝機(jī)容量的提高，更多是為了調(diào)節(jié)新能源服務(wù)，它的利用小時(shí)數(shù)仍會(huì)持續(xù)降低，因而裝機(jī)容量的提高并不一定等于煤電電量的提高和碳排放的增加。

但是容量和電量的不匹配，必然損失煤電運(yùn)營(yíng)效率，增加運(yùn)營(yíng)和維護(hù)成本。這是無奈卻現(xiàn)實(shí)的選擇。是面對(duì)能源領(lǐng)域不可能三角（清潔、廉價(jià)、安全，三者不能得兼）的選擇！

02

煤電靈活性改造和運(yùn)行的代價(jià)

容量和電量的不匹配迫使煤電機(jī)組的靈活性（低負(fù)荷）運(yùn)行成為無奈卻需要常態(tài)運(yùn)營(yíng)的方式。所謂靈活性改造和運(yùn)行，主要是指增加火電機(jī)組的出力變化范圍，強(qiáng)化響應(yīng)負(fù)荷變化及響應(yīng)調(diào)度指令的能力。多數(shù)情況下就是增加火電機(jī)組在低負(fù)荷時(shí)穩(wěn)定、清潔、高效的運(yùn)行能力。目前，我國(guó)煤電機(jī)組一般最小出力為50～60%，冬季供熱期僅能低至75～85%，對(duì)于服務(wù)新能源的調(diào)節(jié)，進(jìn)行深度調(diào)峰并不足夠。而在風(fēng)光發(fā)電滲透率提升到20%以上時(shí)，深度調(diào)峰將會(huì)成為主要需求。

煤電靈活運(yùn)行的代價(jià)主要來自兩個(gè)方面：一是靈活性改造的付出；二是靈活性運(yùn)營(yíng)效率損失的代價(jià)。

煤電機(jī)組的改造中，純凝機(jī)組與熱電聯(lián)供機(jī)組技術(shù)路線有所不同。純凝機(jī)組靈活性提升主要取決于鍋爐燃燒穩(wěn)定性以及汽輪機(jī)和主要輔機(jī)的適應(yīng)性，目前國(guó)內(nèi)試點(diǎn)示范改造項(xiàng)目，最小技術(shù)出力可低至30%～35%額定容量，部分機(jī)組可以低至20%～25%。熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組靈活性提升的技術(shù)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(lián)產(chǎn)機(jī)組的最小技術(shù)出力達(dá)到40%～50%額定容量。丹麥、德國(guó)的經(jīng)驗(yàn)表明，煤電靈活性改造技術(shù)是可行的。丹麥煤電機(jī)組改造后最小出力低至15%-20%，德國(guó)為25%-30%。

由于技術(shù)路線不同，缺乏標(biāo)準(zhǔn)，實(shí)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(diào)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(chǔ)能電站等其他系統(tǒng)調(diào)節(jié)手段。

在運(yùn)行上，煤電機(jī)組低負(fù)荷運(yùn)行時(shí)，煤耗增加、能效下降，參與深度調(diào)峰的機(jī)組長(zhǎng)時(shí)間偏離設(shè)計(jì)值運(yùn)行，安全性經(jīng)濟(jì)性下降；在機(jī)組熱效率最高的負(fù)荷下穩(wěn)定運(yùn)行，為了防止低負(fù)荷時(shí)滅火或燃燒不穩(wěn)，需要投油助燃，使得機(jī)組燃料成本提高。

在浙江電科院包勁松的報(bào)告中，對(duì)各類機(jī)組的低負(fù)荷運(yùn)行作了實(shí)證分析，大致上負(fù)荷每降低10%，煤耗將要增加5%。深度調(diào)峰，代價(jià)不菲。煤炭在煤電中的成本要占到70%，這意味著負(fù)荷每降低10%，煤電度電經(jīng)營(yíng)成本將上升3.5%，這只是電量經(jīng)營(yíng)成本，并未計(jì)算環(huán)境損失及改造投入。對(duì)于煤電對(duì)成本及其敏感的情況下，深度調(diào)峰的情況下，比如到30%負(fù)荷運(yùn)行，單位電量的經(jīng)營(yíng)成本，可能要升高近四分之一。對(duì)于電量出售已經(jīng)較小，已在盈虧邊緣（通常4000小時(shí)的利用小時(shí)數(shù)大致是盈虧平衡點(diǎn)）的火電廠來說，增加四分之一的現(xiàn)金經(jīng)營(yíng)成本，將會(huì)壓力巨大。

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市場(chǎng)機(jī)制的建立

目前，電力市場(chǎng)以電量?jī)r(jià)格為主的市場(chǎng)機(jī)制，缺乏煤電為電力系統(tǒng)提供保安全，頂峰調(diào)頻等服務(wù)的回報(bào)。若只按提供的電量計(jì)收益，運(yùn)行小時(shí)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(fù)荷運(yùn)行時(shí)增加的經(jīng)營(yíng)成本的補(bǔ)償?shù)�。因此，除電量市�?chǎng)外，關(guān)鍵是要建立容量市場(chǎng)。由于缺乏回報(bào)和補(bǔ)償機(jī)制，到2019年，“三北”地區(qū)累計(jì)完成的煤電機(jī)組靈活性改造只有5078萬千瓦，僅完成了“十三五”規(guī)劃目標(biāo)的24%。

那么，適度新建煤電機(jī)組是否可以考慮摒棄大容量、高參數(shù)的配置模式，轉(zhuǎn)而考慮靈活性的設(shè)計(jì)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(yùn)營(yíng)的模式存在，是否應(yīng)當(dāng)考慮在設(shè)計(jì)和建造新煤電機(jī)組時(shí)，就按照靈活性配置的方式去考慮？

近年來，國(guó)內(nèi)煤電機(jī)組一直按著高參數(shù)，大容量，超臨界，低煤耗的路線前進(jìn)，新上機(jī)組至少都是60萬kw以上超超臨界的大型機(jī)組。然而，這是煤電仍然作為主力電源、基荷電源的發(fā)展思路。在煤電退出主力電源，角色轉(zhuǎn)變?yōu)檩o助能源，調(diào)節(jié)能源的時(shí)候，煤電發(fā)展的技術(shù)路線是否可以做出一些調(diào)整？靈活可調(diào)、中低容量、組合搭建、方便啟停，可否應(yīng)當(dāng)成為煤電技術(shù)的新發(fā)展方向？通過市場(chǎng)引導(dǎo)，組建專業(yè)技術(shù)攻關(guān)，從大容量、集中式的路線轉(zhuǎn)到靈活組合，分散配置的路線上來。從研發(fā)開始，設(shè)計(jì)、建造和運(yùn)營(yíng)從一初始就考慮好寬幅調(diào)峰，避免以后的改造？通過增量配置，逐漸改變存量結(jié)構(gòu)，形成調(diào)節(jié)能源的功能。

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

為適應(yīng)新能源消納要求，在“兩個(gè)細(xì)則”基礎(chǔ)上，一些省份對(duì)輔助服務(wù)政策進(jìn)行了調(diào)整，加大了對(duì)靈活調(diào)節(jié)電源的補(bǔ)償，但總體來看，我國(guó)輔助服務(wù)補(bǔ)償水平偏低。部分地區(qū)靈活性電源調(diào)峰僅獲得少量輔助服務(wù)的補(bǔ)貼或補(bǔ)償，缺乏可持續(xù)發(fā)展的商業(yè)模式。2018年，全國(guó)輔助服務(wù)補(bǔ)償費(fèi)用占上網(wǎng)電費(fèi)總額的0.83%，遠(yuǎn)低于美國(guó)的2.5%、英國(guó)的8%。

電力系統(tǒng)的運(yùn)行離不開無功支持和備用配置，作為輔助能源的煤電機(jī)組在提供這些服務(wù)時(shí)需要進(jìn)行設(shè)備投資和承擔(dān)運(yùn)行費(fèi)用，這些服務(wù)應(yīng)當(dāng)?shù)玫交貓?bào)。煤電靈活性改造技術(shù)成熟，經(jīng)濟(jì)合理，關(guān)鍵這也是我國(guó)在近一段時(shí)期內(nèi)現(xiàn)實(shí)的選擇。通過市場(chǎng)引導(dǎo)，可以彌補(bǔ)電網(wǎng)調(diào)節(jié)能力嚴(yán)重不足的短板。故而應(yīng)當(dāng)建立容量市場(chǎng)，提升煤電靈活配置的積極性，通過市場(chǎng)機(jī)制形成煤電機(jī)組調(diào)峰、調(diào)頻、備用等輔助服務(wù)價(jià)格，以補(bǔ)償其合理成本。

完善的市場(chǎng)機(jī)制是煤電靈活性配置切實(shí)有效的驅(qū)動(dòng)力。據(jù)有關(guān)資料，丹麥的火電利用小時(shí)數(shù)從調(diào)峰前的5000小時(shí)下降到了調(diào)峰后的2500-3000小時(shí)，但調(diào)峰收入仍然確保了其可以獲得合理的收益。

新能源平價(jià)上網(wǎng)不等于平價(jià)利用，容量市場(chǎng)需要傳導(dǎo)煤電靈活運(yùn)行的成本，電價(jià)的提升可能將會(huì)到來。

“十三五”期間，風(fēng)電、光伏發(fā)電的實(shí)際裝機(jī)數(shù)據(jù)遠(yuǎn)超過當(dāng)初規(guī)劃的2.1億和1.1億kw目標(biāo)，分別達(dá)到2.8億和2.5億kw，發(fā)展遠(yuǎn)超預(yù)期。但儲(chǔ)能和靈活性電源的發(fā)展卻明顯低于規(guī)劃。如果當(dāng)前不加快部署靈活電源，棄風(fēng)棄光或風(fēng)、光裝機(jī)的增速下降是必然要出現(xiàn)的。與電網(wǎng)連接的電源，若只計(jì)算發(fā)電端的電量成本并以此衡量是否“平價(jià)”，無法完整的估計(jì)電力轉(zhuǎn)型成本和艱難程度，也不利于防范電力轉(zhuǎn)型中的風(fēng)險(xiǎn)。而不將電能全成本傳導(dǎo)到用戶，不利于用戶認(rèn)識(shí)低碳發(fā)展的艱巨性，不利于強(qiáng)化節(jié)能意識(shí)。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(jià)不再單單是新能源上網(wǎng)電量的電價(jià)，平價(jià)上網(wǎng)不等于平價(jià)利用。

容量市場(chǎng)的設(shè)計(jì)需要解決靈活性電源服務(wù)成本傳導(dǎo)這個(gè)問題。

風(fēng)、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(dá)9.7%，可以預(yù)見的是在“十四五”期末，大概率到15%以上），系統(tǒng)成本將會(huì)呈現(xiàn)快速增加趨勢(shì)，包括靈活性電源投資/改造成本和系統(tǒng)調(diào)節(jié)的運(yùn)行成本。文獻(xiàn)認(rèn)為，若中國(guó)2030年達(dá)到20%-30%的風(fēng)光新能源滲透率，可能帶來全社會(huì)度電成本增加0.031-0.059元。

芝加哥大學(xué)能源與環(huán)境政策研究所（EPIC）2020年11月發(fā)布的一份研究顯示，在美國(guó)實(shí)施可再生能源配額制（RPS）政策的29個(gè)州和哥倫比亞特區(qū)，7年后可再生能源電量比例提高了2.2%，同時(shí)零售電價(jià)提高了11%，12年后可再生能源電量比例提高5%，零售電價(jià)提高了17%，主要是新能源電網(wǎng)接入系統(tǒng)成本提高所致。

也許，面對(duì)“清潔、廉價(jià)、安全”的不可能三角，可行的選擇是在“安全”的前提下，爭(zhēng)取用犧牲小部分“廉價(jià)”的代價(jià)，用來?yè)Q取大部份的“清潔”吧。綠色能源，在相當(dāng)長(zhǎng)時(shí)期內(nèi)，可能還是會(huì)有點(diǎn)貴的。

來源：能源