煤電容量電價來了，未來電價是漲還是跌？

圖片來源@視覺中國

文 | 能鏈研究院

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受光伏組件價格大幅下跌刺激，收益率提升，2023年光伏裝機量一路飆升。2022年的光伏裝機量只有87GW，今年恐怕要妥妥地超過170GW了，將翻一倍。

光伏裝機量猛增帶來的最大壓力，就是消納與電力供需平衡。因爲相比美國、歐洲，中國電力系統當前最嚴峻的事實是調節性資源嚴重“匱乏”，一方面，火電經過兩年多時間的持續虧損，對靈活性改造的積極性不大；另一方面，儲能則遠水解不了近渴，抽水蓄能加緊幹，也拗不過6-8年的建設周期。而電化學儲能的投運量還很小，且沒釐清參與電力市場的機制和規則，很難用上力。

於是乎，本應偃旗息鼓、順勢退下的煤電，又不得不臨危受命，關鍵時刻扛起調節電源的大旗。

11月10日，國家發改委、國家能源局聯合對外發布《關於建立煤電容量電價機制的通知》，決定自2024年1月1日起建立煤電容量電價機制，煤電電價首次從“單一制”過渡到“兩部制”，相當於給煤電直接“輸血”。

通知指出，該調整是爲了適應煤電從主力電源向基礎保障性和系統調節性電源轉型的需要。用大白話來講，以後煤電發電量會主動降低，以更低的負荷運行，利用小時數也同步降下來，更多地發揮頂峰出力的作用。這個時候，如果還按電量電價“算账”，煤電企業恐怕就要撂挑子了。

煤電調峰的成本低於抽蓄、鋰電儲能

傳統的煤電、氣電等自帶轉動慣量，採取“源隨荷動”的運行模式，就能實現電力系統的供需平衡。但隨着新能源比例的提升，就需要充足的調節能力，以解決電力電量平衡、調峰調頻和系統總體慣量下降的問題。在調節資源方面，美國可再生能源發電量佔比20%左右，靈活性調節資源容量佔到49%，歐洲的調節資源容量比例也不低，約爲30%。相比，中國電力系統隨時可調用的靈活調節資源，平均下來可能只有6%。

但風光裝機量不等人，還在快速增長。國家能源局數據顯示，截至2023年第三季度，全國全社會用電量6.49萬億千瓦時，風電裝機4億千瓦，光伏發電裝機5.21億千瓦，兩者加在一起，裝機量佔比達到33%，風光發電量佔比16.5%。這讓本就緊張的靈活調節資源變得更加捉襟見肘。

靈活調節資源匱乏所帶來的直接影響便是電力系統的不穩定，甚至遭遇極端情況，只能拉閘限電、工廠限產。

這種現象在2021年、2022年就已經开始頻繁上演，各地“電荒”頻頻爆發。由於燃煤發電出力不足，2021年5月，雲南、廣東等省份开始拉閘限電，工業企業限產。9月开始，電荒持續波及全國各個省市，東北不僅限制了工業生產，居民生活、城市運轉都受到影響。接下來的2022年，極端氣候肆虐，幹旱少雨，來水偏枯，水電大省四川經受缺電大考，川渝、雲貴均亮起缺電警報，不僅轄區高耗能企業限電停產，當地的不少充電站暫時關停，特斯拉在四川的零部件供應鏈企業也受波及，導致上海特斯拉的整車都無法下线。

解決電力平衡難題，既可以從電源側入手，如煤電靈活性改造，讓煤電機組具備最小出力的能力。目前，我國純凝機組調峰能力普遍在50%，熱電機組因爲要保障熱負荷供應，最低運行負荷爲60%。從深度調峰能力看，這比歐美的火電廠要差很多，像德國的最低運行負荷可以達到25%，供熱機組能到40%，丹麥以供熱爲主的機組甚至能下探到20%，靈活性要高很多。

也可以從負荷側、儲能側緩解，負荷側則是虛擬電廠、負荷聚合商、可中斷負荷、需求響應，儲能側則是抽蓄、新型儲能、氫儲等方式。但後兩者，直到今天，要么規模有限，要么調度機制不成熟，很難立馬派上用場。

而且煤電機組通過靈活性改造，用於深度調峰的成本，在上述幾種方式中，是最低的。據測算，以煤電靈活性改造成本1000元/kW，年調峰時長1000小時（25%的調峰空間），壽命20年計算，煤電調峰的度電成本只有0.05元，遠遠低於抽水蓄能的0.23元、鋰電池儲能的0.25-0.3元。所以說，即便長期看，煤電調峰時長也必須降下來，在應對短期調節需求方面，煤電依然是一塊香餑餑。

容量電價推出可加速煤電轉向調峰

用通俗易懂的話來解釋煤電深度調峰能力，就是當光伏中午發電量最多時，煤電機組就可以“讓路”，將運行負荷從60%降到30%。如果是60萬kW的煤電機組，就等於多出來了18萬kW的調節性資源。更極端的情況下，如山東負電價的時候，火電大面積停機，爲風電光伏發電並網騰挪空間。

雖然對電力系統是一件好事兒，但對煤電並不好，不僅頻繁啓停需要投油預熱，價格昂貴，設備加熱或冷卻過程中會產生損耗的隱形成本，而且煤電這幾年本就虧損連連，如果沒有容量補償，在煤價周期性漲價下，讓煤電再掏出一份錢用於靈活性改造，他們自然不愿意當冤大頭。所以，本來“十四五”期間要求完成2億千瓦的改造，增加3000-4000萬千瓦的系統調節能力，但實際的完成情況卻不理想。

這其實也是煤電方倒逼容量電價出台的一種態度，畢竟如果不給“甜頭”，煤電根本沒積極性爲綠電消納和波動出力。

此次，兩部門發布《關於建立煤電容量電價機制的通知》，解決的就是“既讓馬兒跑，又讓馬兒不喫草”的遺留問題。按照通知要求，只要是合規在運的公用煤電機組，工廠緊急備用的不算，保守估計，約13億千瓦煤電裝機裏符合條件的至少有10億千瓦。不考慮不同機組的投資差異，固定成本統一按每年每千瓦330元核算，並設立兩檔，2024～2025年，多數地方通過容量電價回收固定成本的比例爲30%，少部分靈活性改造進展較快的省市，每千瓦可以拿到165元的容量補償。2026年，轉型較快的地方達到70%，其他提升到50%。

顯然，有了容量電價的“托底”，煤電靈活性改造的積極性就有了，按10億千瓦裝機的保守基數算，容量補償相當於每年給煤電增厚1000-1500億元。

在日內的電化學儲能、周月季度的長時儲能暫時不具備容量支撐能力時，作爲電源側最大的存量資源，煤電調峰、調頻、備用的調節能力就變的更重要了。更重要的一點是，有了容量電價的刺激，煤電加速向調節電源邁進，可以爲儲能釐清價格、商業模式提供“過渡期”，等待電力現貨市場、輔助服務市場走向成熟，又不影響光伏、風電的狂飆猛進，不會在消納方面掉鏈子。

終端電價到底是漲還是跌?

當然，煤電容量電價的建立，在火電的圈子裏，是喫飯飯碗的大事，但大衆最關心的則是，傳導到終端的電價到底是漲還是跌？換句話說，給煤電額外補償平均到每度電0.024-0.07元（對應100-330元/kW）的調峰費用，這部分錢究竟誰來掏？是風光新能源出，還是均攤到除居民、農業外的工商業用戶身上？

《通知》裏雖然有相關表述，但其實也是含糊其辭。

明面上，煤電容量電費納入系統運行費，每個月由工商業用戶（工廠、園區、充電站等）按用電量比例分攤。如果真由“大工業+一般工商業”來承擔，那么粗略算的話，按2023年前三季度工商業佔全社會用電量65%，即工商業全年用電量58500億度計算，大概每度電調高約0.017元，2026年接近0.04元。

但《通知》裏也強調，短期看，對終端用戶用電成本的影響總體較小。由於建立煤電容量電價機制主要是電價結構的調整，煤電總體價格水平是基本穩定的，特別是電量電價小幅下降，將帶動水電、核電、新能源等其他電源參與市場交易部分電量電價隨之下行，工商業用戶終端用電成本總體有望穩中略降。

這么看，上面的表述是有點兒前後矛盾的。如果按照“誰收益，誰承擔”的原則，容量電價是爲了解決風光波動性，爲了更好的消納綠電，理應由光伏、風電發電方來买單，這就意味着，在不提高工商業電價的前提下，要降低可再生能源的上網電價，2024-2025年要擠出至少3分錢給煤電。不過問題是，當下雖然風光都實現了平價上網，但仍有碳中和目標達成的壓力，既然要繼續鼓勵新能源裝機，就不能加“包袱”。如果讓水電、核電等一起來承擔，也不盡合理，特別是水電、核電的市場化交易比例很低，有自己的定價機制。

要么工商業電價上漲，要么由可再生能源內部消化，要么火電、風光水等整體均攤，目前貌似是選擇了第三個，但長期看，這部分錢仍然主要由風光發電方來掏。

煤電是相當成熟的路线，又有剛性的燃料成本，幾乎沒降本空間，但風光不同，過去10年，光伏的度電成本已經降到了十年前10%的水平，全國平均只有0.32元左右。去年8月到現在，硅料成交價從310元/kg掉到了75元/kg，組件價格直接腰斬，1元/W成了常態，光伏的投建成本幾乎砍掉了20%，相當於度電成本降了約0.06元。

20年後，光伏度電成本有望降到0.1元/kWh，幾乎沒有懸念。只不過，風光新能源需要煤電、抽蓄、儲能等調節資源來解決波動性，增加了系統運行費用，相當於抵消掉了發電成本的降價空間。綜合看，風光發電成本的下降與調節費用的上升，最終疏導到終端用電環節，可能就不漲不跌了。

標題：煤電容量電價來了，未來電價是漲還是跌？

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