谷峰

火電企業近十年來，經常回憶當年5000-7000利用小時的黃金歲月，感慨當年跑馬圈地，盼望回到那個高利用小時的時代。很多人難以相信，其實利用小時1000也可以讓煤機過上好日子，甚至比黃金歲月更好的日子。其實這個邏輯很簡單，為實現碳中和目標，必須要減少煤電發電總量，電量供應缺口需要由風光裝機補上，風光裝機暫時無法指望通過儲能完成經濟性消納，大電網是唯一可行的消納手段，而轉動慣量、調節能力和可靠性是大電網與生俱來的三大要求。煤電機組在我國資源稟賦之下是唯一能夠經濟高效滿足這三大要求的機組類型，結論是：煤機要伴隨著風光的發展而發展，極低的利用小時和持續的容量增長是煤機的未來。

1、極低的利用小時意味著什么？

在弄清極低的利用小時對煤電企業、對電力系統意味著什么之前，先要回答什么是極低的利用小時。

極低利用小時的定義：我國在過去計劃體制規劃過程中，評估一個地區電量供應能力是否充足，是根據煤電機組利用小時作為主要判斷依據的，先給煤電機組設置一個初始的基準利用小時，實際運行過程中煤電機組利用小時超過基數小時，意味著電量供應緊張，需要增加電源投資，反之則需要減少電源投資。原標桿電價水平就是按照在基數利用小時的標準下，回收商業運營期固定投資和變動成本，并獲得合理收益來確定的。一般來說，基數小時在國內大部分省份均為5000-5500。在傳統計劃價格機制下，從歷史經驗看，假定燃料價格處于綠色區間，煤電機組商業運營期內的年度實際平均利用小時與基數小時差值對煤電企業的收益有非常大的影響，當實際平均利用小時在5000小時（正常利用小時）左右時，煤電企業效益水平能夠保證，并具備滾動發展能力；當實際平均利用小時在4000小時（偏低利用小時）左右，煤電企業效益水平下降，喪失滾動發展能力，部分煤電企業出現虧損，由于采購劣質煤機組技術性能出現下降；當實際平均利用小時在3000（低利用小時）左右，煤電企業大面積虧損，普遍采購劣質煤，機組技術性能普遍大幅下降，部分機組開始出現資不抵債；當實際平均利用小時在500-2000小時（極低利用小時），煤電企業生存出現問題，事故概率大大上升，普遍出現資不抵債，進入“死亡螺旋”。如燃料價格難以控制在綠色區域，則煤電企業的困難和“經濟死亡”速度隨著利用小時數下降，會大大加劇和加快。

極低利用小時改變了煤電機組在電力系統中的主要功能：熟悉電力系統運行的專家和電力調度機構的運行人員對我國電力系統難以離開煤電機組有著清醒的認識。正常利用小時環境下，煤電機組兼具電量生產、容量保證（維持系統可靠性）、提供日內調節能力和轉動慣量功能；偏低利用小時環境下，煤電機組電量生產功能減弱，日內調節功能增強，兼具容量保證和轉動慣量功能；低利用小時環境下，煤電機組電量生產功能大幅減弱，日內調節功能開始變得突出，容量保證功能增強，兼具轉動慣量功能；極低利用小時環境下，煤電機組電量生產功能趨近于邊緣化，主要功能變為容量功能兼具提供轉動慣量，日內調節功能減弱（累計開機時間過短）。

功能改變推動回報機制改變：從功能改變的過程來看，由于電力系統和碳中和離不開煤電機組，煤電機組的回報機制也會相應發生變化。受碳中和要求影響，煤電機組一定會從基數利用小時滑落至極低利用小時，否則不能夠實現減碳的要求。從基數小時過渡到極低小時過程中，煤電機組提供的商品和服務的占比不斷發生變化，最終成為主要提供服務的機組類型。基數利用小時環境下，煤電機組提供電力商品和多種服務，因此使用綜合電價方式的標桿電價；偏低利用小時環境下，由于日內調節功能增強，在電力現貨市場建設開始前，全國普遍出現了在綜合電價基礎上建設調峰補償機制的現象，電力現貨市場運行期間調峰補償機制停運，電力現貨交易給了煤電機組相對調峰補償機制更好的回報，符合回報機制隨功能變化的規律。隨著利用小時降至4000小時以下，容量功能開始突出，直至容量功能成為煤電機組的主要功能，煤電機組的回報機制需要圍繞容量功能重新設計。

2、煤電等調節機組回報機制的演進

屈指算來，歐美開始電力市場化改革已經30年，半甲子時間內，煤電等調節機組的回報機制也分了兩個階段。第一階段是電力現貨市場建設初期，由于煤電等調節機組是占絕對比例的電量供應商，因此電能量價格能夠反映比較充分的全口徑成本。第二階段就是隨著可再生能源的快速發展，由于可再生能源補貼的存在，可再生能源變動成本實際上為“負值”，加之可再生能源不能人工控制出力，在現貨申報時往往按照申報下限報價；由于煤電機組和核電機組難以實現日內的啟停，煤電機組和核電機組被迫在首段出力上申報與可再生能源相同的價格，形成了低負荷段的低電價、超低電價，甚至是負價，拉低了全時段現貨價格水平。“Missing Money”問題（“丟錢”問題）就此出現，即在現貨市場環境下，僅依靠電能量價格，部分機組難以回收固定投資，歐美都出現過非低碳機組過早退出問題，對電力系統的連續、穩定運行造成了威脅（可靠性下降）。為了解決這個問題，歐美的電力市場增加了容量成本回收機制。

無獨有偶，2015年新一輪電改以來，我國的市場建設也已經走過了兩個階段。第一階段，在全國范圍內廣泛開展了以不考慮平衡責任為特征的直接交易（電量交易），體現了一定程度電力的一般商品屬性，但是完全沒有體現電力商品的特殊屬性，沒有反映電力即時平衡的要求，沒有形成時序價格和位置信號，也無法給予為系統提供了差異化產品和服務的不同電源合理的成本補償和回報。第二階段，在全國范圍內選取了8個電力現貨市場建設試點，將電力現貨市場建設作為市場化的核心，以電力現貨市場實現電力價格的發現和維持系統平衡，最終實現電力商品的一般商品屬性和特殊物理屬性的統一。由于我國的電力市場建設和能源轉型“雙期疊加”，我國電力市場建設跨越了歐美電力市場建設的第一階段，直接進入了存在“Missing Money”問題的歐美電力市場建設第二階段。可再生能源的快速發展，逼迫發電企業在電力現貨市場中進行的是時間尺度有限的短期決策，不能考慮全部投入的調整，只能調整變動成本投入。發電企業在現貨市場中通常基于自身發電生產的短期邊際成本進行短期的產量決策。單純的電力現貨價格會使得邊際機組的固定成本缺乏有效的回收渠道，也使其他參與電力現貨市場競爭的機組的固定成本回收存在較大的不確定性。尤其是在以風光為代表的可再生能源發電占比不斷提高的電力系統中，短期發電邊際成本持續降低，固定成本回收的不確定性將增大。碳中和目標的提出，加速加重了這一趨勢，缺乏固定成本回收機制將使得發電企業對發電容量的投資意愿降低，有可能導致供不應求的局面出現，導致大面積多時段限電問題。因此，絕不能將抑制電價上漲作為不建立容量成本回收機制的理由。畢竟，經濟規律一定在社會經濟活動中發揮作用，如果再不考慮煤電機組的容量成本回收機制，2018年《中國電力企業管理》第10期刊載的《電力現貨市場設計的問題及方法》一文中預見的“一味強行壓制電價上漲（近年的燃料價格劇烈上漲在各地直接交易價格中基本沒有體現），結局就是火電企業全面虧損，從火電企業‘無電可發’走向用戶‘無電可用’”將逐漸變成現實。

3、電力市場中“丟錢”問題已有答案

從國際上電力現貨市場化的國家和地區來看，容量成本回收機制主要分為容量市場機制、稀缺定價機制及容量補償機制三類，相應的典型實踐包括英國和美國PJM的容量市場方式、美國德州市場的稀缺電價機制、智利的容量補償機制，還有德國等介于容量市場和容量補償機制的戰略容量儲備機制。三類容量成本回收機制具體操作方式如下：

01、容量市場

簡而言之，容量市場就是某一具有公權力的機構預測未來目標年需要的系統有效容量（與最大負荷對應），各類型機組（含目標年計劃投產的各類型機組）均按照“同一類型、同一折算方式”的原則，將銘牌容量折算為有效容量，各類型機組的擁有者（存量）和意向投資者（增量）公平無歧視的競價，形成目標年的有效容量價格，每個主體有效容量乘以有效容量價格即為目標年容量費用，單個主體目標年容量費用加和按照電量或者某種方式向每個用戶收取。

02、稀缺電價機制

由于容量市場需要對目標年需要的有效容量進行預估，操作機構的主觀性較強，自由裁量權較大，直接影響有效容量的價格，部分電力市場設計者認為這很可能扭曲市場價格，應該采用電能量市場一并解決，即稀缺電價機制。稀缺電價的含義就是，在電力供應緊張（供需曲線最高峰）時段，當電力緊張的量化指標明顯（上旋備不足），則通過倍增系數等手段直接將市場成交電價，推至電力現貨交易出清上限價水平的電能量價格，以滿足發電側的容量回收需要。德州、澳洲是典型執行稀缺電價的市場。部分執行稀缺電價的市場，允許在8-20小時執行稀缺電價期間，稀缺電價形成的總收益足以讓燃氣機組回收固定成本投資。

03、容量補償機制

容量補償機制與容量市場類似，首先對全部機組的有效容量按照一定方式進行計算（例如我國現貨試點地區100萬煤機的有效容量大致為80萬千瓦左右，100萬光伏的有效容量大致為10萬千瓦左右，100萬風電的有效容量大約為15萬千瓦左右，100萬多年調節水電有效容量大約為45萬左右）；然后將折算出的有效容量加和，最大負荷除以有效容量加和與高峰備用容量之差作為供需系數，每個機組的有效容量乘以供需系數就是有效補償容量；接著確定單位有效補償容量的價格，這個價格一般采用現貨市場邊際機組商業運行期年度應回收投資額確定，在國內這些機組大部分為抽水蓄能機組；最后每臺機組有效補償容量乘以補償價格即為每臺機組當年應獲得的容量補償費，容量補償費總額由用戶支付，可按照度電、最大容量等方式進行分攤。

三種典型容量成本回收機制，最為市場化的就是稀缺電價機制，稀缺電價形成過程中基本沒有人為干預。無論是影響成交價格的容量市場需求提出，還是容量補償機制的有效容量補償價格的確定，都需要某一機構主觀確定，其準確性和體現市場主體意愿方面，難以讓市場主體滿意。雖然理論上如此，但是三種機制在我國近期實施的難度看，反而稀缺電價機制最難。因為，我國試點省均有市場份額較大的發電企業，目前監管機構很難辨別發生稀缺電價，是由于供需緊張還是出現了容量持留，同時我國用戶電力市場化的概念尚不足，很難接受高昂的稀缺電價。我國有長期的政府核定電價的歷史，容量補償機制反而更容易為各方接受。

有了容量補償機制，煤電機組的固定投資和合理收益可以通過容量電價回收，生產電量就成為了“意外彩蛋”和“開胃小菜”，煤電機組可以安心的提供容量備用，而不需為電量的供需形勢而“焦慮”，可以改變個別省份煤電自帶干糧（負債率超過100%）甚至要母公司擔保貸款為系統可靠性貢獻的唏噓局面。當然，在容量補償機制下，在煤電機組功能快速發生變化的情況下，煤電的投資也會發生很大變化，未來參數不高，但是啟停時間短、能夠接受頻繁啟停、停機維護費用低的中小型機組可能成為未來燃煤機組投資的主要方向，相應的一些老舊機組應當停止退役，并進行延壽和性能改造，因為這些完成折舊的機組，是最為廉價的容量功能和旋轉慣量來源，是沖抵可再生能源消納成本快速上升的重要力量。

容量補償機制之下，外加有序的煤電機組投資（避免供需系數大幅小于1 ），配以合理的現貨市場限價（2000-3000元/兆瓦時），煤電機組的利用小時降至2000、1000，甚至于500，都可以實現“幸福生活”。當然，這無可避免地將帶來用戶側電價水平的上升，畢竟藍天、白云、碧水和優渥的生活條件、強大的生產能力，都需要付出更多。必須要強調的是，競爭會幫助市場擠出電價中的“水分”，用戶確實是為獲得清潔、可靠的電力支付額外成本，而不是為低效和浪費買單。