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如果说英国的快速下降是碳定价与最小定价的主要贡献,那么美国无疑其气候政策在倒推,其煤炭比重的下降完全是市场机制自动发挥作用。
若有足够的需求增长,竞争关系是否还存在
美国与英国的案例无疑都是需求已经饱和很多年,几乎无总量增长情况下的结果。但是如果我国年电力总量还保持5%左右甚至更高的增长,那么这种竞争是否会缓解乃至不存在?
答案无疑是否定的,因为负荷曲线以及可再生能源出力曲线的形状的关系。可再生能源进入系统,无疑带给系统很多结构性的变化,比如光伏多了,传统高峰负荷可能变成低谷,即使有电量需求的增长。这种结构性变化带给煤电的影响,是规模扩张所无法抵消的。
即使需求曲线形状不变化的保持高速增长,可再生能源的接入仍旧要持续的改变剩余需求曲线的形状,从而对其他机组形成替代,需求的增长需要新的机组以满足高峰负荷(这往往应该是天然气机组的角色),而煤电的利用率会持续下降。因此,可再生能源对煤电的替代,从零开始就是“存量”的结构性替代,这一关系并不会因需求增长就不存在,更不存在可再生能源进入系统,是先增量、后存量一说。
中国式“打捆”外送——互补关系
尽管需求永远不是一条直线,但是在目前大量“点对点”、“点对网”送电中,把不同波动特性的电源捆绑成一条直线外送成为了基本选择。所谓的“100%的风电,还是配上50%、乃至95%的煤电”。这种情况下,可再生能源与煤电高度互补,称为配套电源。越来越多的可再生能源产生了越来越多的煤电需求,从而产生对越来越大的电网传输容量(与尖峰外送匹配)的需求。这俨然已经成为一种正向反馈,互相加强的“庞氏骗局”。
这一格局中最大的输家,无疑是东部地区的受电省份,放着自己已经建成的低成本与零成本机组不利用,却去利用存在明显输电成本的外来电,有时还要承受“不接受清洁外来电”的道德指责。
将这种“新增电源——长距离外送——僵直消化”方式彻底扫进历史的垃圾堆,已经成为2020年前,以及十四五规划中无可回避的基本任务。
煤电提供辅助服务,二者便不是竞争关系?
可再生能源属于不可控电源,因此在提供系统辅助服务(比如向上调峰)上必然受到限制。系统要保持平衡,调度体系必须具有可控电源的部分资源以平衡系统的偏差。这是竞争性市场的基本范式。但是,即使提供服务,这种服务的价值也是有限而不是无限的,不需要在道义层面上“评劳模”。
当然,在我国调度仍旧是整个体系的指挥官,整个的系统平衡范式仍旧是低分辨率、高度自由量裁的。各个机组更像是调度的儿子或者战士,而不是彼此平等的市场参与者。所谓参与者的“平衡责任”,也因为权利全部上交没有了相应的义务(发多少电在小的时间尺度都不需要机组做主)。这方面的本质性改变,特别是对应于系统成本最小化的,有足够时间分辨率的经济调度原则的采用,成为下一步电力体制改革的重中之重。
煤电内部是互补还是替代?
9月底,国务院发文正式废除了存在15年,早已经不反应煤电发电成本的分省标杆电价体系,改为“基准价+上下浮动”的市场化机制。基准价按各地现行燃煤发电标杆上网电价确定,浮动范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%。新的电价由发电企业、售电公司、电力用户等通过协商或竞价确定。
协商与竞价如何开展,如何获得市场份额,变成了各个市场主体发挥主观能动性的事情,无疑也将强化煤电内部的竞争关系。与此同时,这也面临着信息不对称与市场流动性的问题,并不是说打破了旧的新的就可以自动建立起来。这有赖于政府的牵线搭桥,以及市场主体数量与能力的大幅提升。
事实上,煤电企业并非铜板一块。有些市场开发的好,份额更大了,即使价格下降了,利润可能更大;有些效率低的,发一度亏一度的,本来就没啥发电量,也不会受影响,属于僵尸企业;新的机组,如果没有大的市场份额,面临大的还贷压力,可能有资金断裂的风险,这是经济意义上定义的“落后产能”;而有些小机组,虽然效率低一些,但是靠近用户,节省输电费用,还能赚到足够的利润。煤电内部是高度非均一的,情况各有不同。
不能把煤炭行业当成一个人,做“拟人化”理解,具有“人格化”的脾气,这个很难有任何含义。煤电过去是主体,现在也是主体,未来取决于环境、经济与安全约束,“拟人化”的摆老资格从逻辑上无法证明未来保持主体地位。
与此同时,近期能源主管部门发布了《关于下达2019年煤电行业淘汰落后产能目标任务的通知》,要求各地确定“关停”名单,30万千瓦以上的都有可能被认定为“燃煤小热电”。这仍旧是一种“不上谈判桌,就上饭桌上的菜单”的安排。小机组并不是落后产能,期待看到主要的市场主体争取上谈判桌,而不是饭桌。
储能如何改变可再生能源与煤电的替代关系?
在竞争性市场中,储能越来越多的加入进来,以价格套利、提供辅助服务、缓解电网阻塞等方式帮助改善系统的性能,转移负荷,提高系统的安全程度。无论如何,所谓“平滑机组出力”均不是其目的,这(应该)是一个互联电力系统的基本功能。
现实中,往往存在其他众多的更合适、更便宜的选择。在这样的系统中,如果可再生能源比重不大,储能往往是低谷充电(往往是煤电边际机组的时候),而在高峰放电(天然气是边际机组的时候),这相当于用煤电去替代天然气发电,从而储能的加入在大部分情况下都将增加系统的排放。
至于总的系统成本,增加与减少的情况都存在。如果可再生能源比重非常大,那么其作为边际机组的情况会变得更加频繁,储能的减排性将得到更好的确认。
相比没有储能的情况,可再生能源与煤电的替代在可再生能源份额低的情况下有所缓和,储能抵消了部分可再生能源对传统能源的替代;但是可再生能源份额高了,储能的加入会进一步减弱煤电的份额,将煤电推出开机组合。
在国内,情况可能完全不同。截至2018年6月底,全国投运电化学储能项目累计装机533MW,用户侧占50%,发电侧与电网领域占35%与15%。这其中,70%是锂离子电池。这些储能的目的完全不是缓解电网阻塞等,而是平衡一些机组的出力。这本来应该是一个互联电网最基本的功能。
笔者在2016年曾提到,储能应用需要避免一种错误的组合——缺乏波动性定价的市场、对储能放电单独补贴、补贴通过消费者消化、何时放电由调度决定。而这句话对于我国改革中的电力系统仍旧有效。
在目前的调度体系下,储能跟普通发电电源并无区别。所谓系统级储能的上马则是“泡沫”。只有发电,才能回收固定资本,缺乏商业模式。这种情况下,储能越大,可再生能源与煤电的竞争程度会不变或者更加激烈,因为他们都是“发电”目的,并且存在电到电转化的效率损失。
从满足消费者电力需求的角度,可再生能源与煤电二者应该是充分替代与竞争的。这一规范性表达要成为现实,系于市场机制,特别是更短、更快市场的建设与发挥作用。
可再生能源接入引发的系统平衡灵活性增加的需求,也不是新增煤电的角色,而是新增天然气与已建成煤电(特别是小机组)发挥作用的空间。这也不是煤电的功劳,而是可再生能源应得的市场份额。可再生能源优先调度,是系统成本最小化的要求。
即使传统的煤电发挥这种角色与作用,也不意味着与可再生能源的协调或者互补。这种作用的收益——整个系统的平衡、安全,是消费者的福利。可再生能源如果从破坏这种平衡获得了足够的“惩罚”,比如支付不平衡罚金(双边市场中承诺出力与实际出力的差别),那么也并不需要额外的进一步惩罚。这是法律上“刑罚对应、刑罚适当”的基本含义。
在新的十四五规划中,需要明确的区分经济还是政治问题,取消各种不具有时间空间稳定性的抽象“定位”。煤电内部需要充分竞争起来。煤电整体亏损、煤电历史贡献大能够说明的只是过去与现状,而不是未来。这方面,对煤电行业的整体性“拟人化”理解,往往是缺乏任何含义的。煤电承担辅助服务对可再生能源业毫无财务结算等方面的含义。
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