目前的市场机制并不支持煤电大规模的灵活性改造。随着成本传导的逐渐完善，电价也可能面临着上涨风险。
文 | 微信公众号 能源杂志 罗盾
在《为什么煤电不可缺失（上）：灵活性煤电的必要性》一文中，我们讨论了煤电灵活性的必要性。在本篇文章中，我们将继续讨论煤电灵活性改造带来的成本压力，以及未来我们需要哪些与煤电灵活性相匹配的市场机制。
煤电灵活性改造和运行的代价
容量和电量的不匹配迫使煤电机组的灵活性（低负荷）运行成为无奈却需要常态运营的方式。所谓灵活性改造和运行，主要是指增加火电机组的出力变化范围，强化响应负荷变化及响应调度指令的能力。多数情况下就是增加火电机组在低负荷时稳定、清洁、高效的运行能力。目前，我国煤电机组一般最小出力为50～60%，冬季供热期仅能低至75～85%，对于服务新能源的调节，进行深度调峰并不足够。而在风光发电渗透率提升到20%以上时，深度调峰将会成为主要需求。
煤电灵活运行的代价主要来自两个方面：一是灵活性改造的付出；二是灵活性运营效率损失的代价。
煤电机组的改造中，纯凝机组与热电联供机组技术路线有所不同。纯凝机组灵活性提升主要取决于锅炉燃烧稳定性以及汽轮机和主要辅机的适应性，目前国内试点示范改造项目，最小技术出力可低至30%～35%额定容量，部分机组可以低至20%～25%。热电联产机组灵活性提升的技术路线较为丰富：蓄热，电极锅炉，切除低压缸，余热回收等，改造完成后，热电联产机组的最小技术出力达到40%～50%额定容量。丹麦、德国的经验表明，煤电灵活性改造技术是可行的。丹麦煤电机组改造后最小出力低至15%-20%，德国为25%-30%。
由于技术路线不同，缺乏标准，实践中煤电灵活性改造采取一厂一策的办法，改造成本差异较大，单位千瓦调峰容量的改造成本在500元～1500元之间，可低于抽水蓄能、气电、储能电站等其他系统调节手段。
在运行上，煤电机组低负荷运行时，煤耗增加、能效下降，参与深度调峰的机组长时间偏离设计值运行，安全性经济性下降；在机组热效率最高的负荷下稳定运行，为了防止低负荷时灭火或燃烧不稳，需要投油助燃，使得机组燃料成本提高。
在浙江电科院包劲松的报告中，对各类机组的低负荷运行作了实证分析，大致上负荷每降低10%，煤耗将要增加5%。深度调峰，代价不菲。煤炭在煤电中的成本要占到70%，这意味着负荷每降低10%，煤电度电经营成本将上升3.5%，这只是电量经营成本，并未计算环境损失及改造投入。对于煤电对成本及其敏感的情况下，深度调峰的情况下，比如到30%负荷运行，单位电量的经营成本，可能要升高近四分之一。对于电量出售已经较小，已在盈亏边缘（通常4000小时的利用小时数大致是盈亏平衡点）的火电厂来说，增加四分之一的现金经营成本，将会压力巨大。
市场机制的建立
目前，电力市场以电量价格为主的市场机制，缺乏煤电为电力系统提供保安全，顶峰调频等服务的回报。若只按提供的电量计收益，运行小时低，煤电生存困难，投资和更新不足，是无法顾及到灵活性改造需要的新增投入和在低负荷运行时增加的经营成本的补偿的。因此，除电量市场外，关键是要建立容量市场。由于缺乏回报和补偿机制，到2019年，“三北”地区累计完成的煤电机组灵活性改造只有5078万千瓦，仅完成了“十三五”规划目标的24%。
那么，适度新建煤电机组是否可以考虑摒弃大容量、高参数的配置模式，转而考虑灵活性的设计和配置？
如前所述，在“十四五”期间，为确保用电安全，保障供电需求，需要增加煤电配置1.4亿kw。既然煤电将来将大部以灵活性运营的模式存在，是否应当考虑在设计和建造新煤电机组时，就按照灵活性配置的方式去考虑？
近年来，国内煤电机组一直按着高参数，大容量，超临界，低煤耗的路线前进，新上机组至少都是60万kw以上超超临界的大型机组。然而，这是煤电仍然作为主力电源、基荷电源的发展思路。在煤电退出主力电源，角色转变为辅助能源，调节能源的时候，煤电发展的技术路线是否可以做出一些调整？灵活可调、中低容量、组合搭建、方便启停，可否应当成为煤电技术的新发展方向？通过市场引导，组建专业技术攻关，从大容量、集中式的路线转到灵活组合，分散配置的路线上来。从研发开始，设计、建造和运营从一初始就考虑好宽幅调峰，避免以后的改造？通过增量配置，逐渐改变存量结构，形成调节能源的功能。
我国目前的辅助服务市场可能不足以激励煤电灵活性配置，除电量市场（有功市场）需要逐步建立和完善容量市场。
为适应新能源消纳要求，在“两个细则”基础上，一些省份对辅助服务政策进行了调整，加大了对灵活调节电源的补偿，但总体来看，我国辅助服务补偿水平偏低。部分地区灵活性电源调峰仅获得少量辅助服务的补贴或补偿，缺乏可持续发展的商业模式。2018年，全国辅助服务补偿费用占上网电费总额的0.83%，远低于美国的2.5%、英国的8%。
电力系统的运行离不开无功支持和备用配置，作为辅助能源的煤电机组在提供这些服务时需要进行设备投资和承担运行费用，这些服务应当得到回报。煤电灵活性改造技术成熟，经济合理，关键这也是我国在近一段时期内现实的选择。通过市场引导，可以弥补电网调节能力严重不足的短板。故而应当建立容量市场，提升煤电灵活配置的积极性，通过市场机制形成煤电机组调峰、调频、备用等辅助服务价格，以补偿其合理成本。
完善的市场机制是煤电灵活性配置切实有效的驱动力。据有关资料，丹麦的火电利用小时数从调峰前的5000小时下降到了调峰后的2500-3000小时，但调峰收入仍然确保了其可以获得合理的收益。
新能源平价上网不等于平价利用，容量市场需要传导煤电灵活运行的成本，电价的提升可能将会到来。
“十三五”期间，风电、光伏发电的实际装机数据远超过当初规划的2.1亿和1.1亿kw目标，分别达到2.8亿和2.5亿kw，发展远超预期。但储能和灵活性电源的发展却明显低于规划。如果当前不加快部署灵活电源，弃风弃光或风、光装机的增速下降是必然要出现的。与电网连接的电源，若只计算发电端的电量成本并以此衡量是否“平价”，无法完整的估计电力转型成本和艰难程度，也不利于防范电力转型中的风险。而不将电能全成本传导到用户，不利于用户认识低碳发展的艰巨性，不利于强化节能意识。新能源度电成本的下降，并不意味着其利用成本能同步下降，用户承受的电价不再单单是新能源上网电量的电价，平价上网不等于平价利用。
容量市场的设计需要解决灵活性电源服务成本传导这个问题。
风、光新能源比例越高，消纳成本越高。有研究表明，新能源电量渗透率超过10%到15%之后（前文所述，2020年已达9.7%，可以预见的是在“十四五”期末，大概率到15%以上），系统成本将会呈现快速增加趋势，包括灵活性电源投资/改造成本和系统调节的运行成本。文献认为，若中国2030年达到20%-30%的风光新能源渗透率，可能带来全社会度电成本增加0.031-0.059元。
芝加哥大学能源与环境政策研究所（EPIC）2020年11月发布的一份研究显示，在美国实施可再生能源配额制（RPS）政策的29个州和哥伦比亚特区，7年后可再生能源电量比例提高了2.2%，同时零售电价提高了11%，12年后可再生能源电量比例提高5%，零售电价提高了17%，主要是新能源电网接入系统成本提高所致。
也许，面对“清洁、廉价、安全”的不可能三角，可行的选择是在“安全”的前提下，争取用牺牲小部分“廉价”的代价，用来换取大部份的“清洁”吧。绿色能源，在相当长时期内，可能还是会有点贵的。
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