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文 | 能鏈研究院
受光伏組件價格大幅下跌刺激，收益率提升，2023年光伏裝機(jī)量一路飆升。2022年的光伏裝機(jī)量只有87GW，今年恐怕要妥妥地超過170GW了，將翻一倍。
光伏裝機(jī)量猛增帶來的最大壓力，就是消納與電力供需平衡。因為相比美國、歐洲，中國電力系統(tǒng)當(dāng)前最嚴(yán)峻的事實(shí)是調(diào)節(jié)性資源嚴(yán)重“匱乏”，一方面，火電經(jīng)過兩年多時間的持續(xù)虧損，對靈活性改造的積極性不大；另一方面，儲能則遠(yuǎn)水解不了近渴，抽水蓄能加緊干，也拗不過6-8年的建設(shè)周期。而電化學(xué)儲能的投運(yùn)量還很小，且沒厘清參與電力市場的機(jī)制和規(guī)則，很難用上力。
于是乎，本應(yīng)偃旗息鼓、順勢退下的煤電，又不得不臨危受命，關(guān)鍵時刻扛起調(diào)節(jié)電源的大旗。
11月10日，國家發(fā)改委、國家能源局聯(lián)合對外發(fā)布《關(guān)于建立煤電容量電價機(jī)制的通知》，決定自2024年1月1日起建立煤電容量電價機(jī)制，煤電電價首次從“單一制”過渡到“兩部制”，相當(dāng)于給煤電直接“輸血”。
通知指出，該調(diào)整是為了適應(yīng)煤電從主力電源向基礎(chǔ)保障性和系統(tǒng)調(diào)節(jié)性電源轉(zhuǎn)型的需要。用大白話來講，以后煤電發(fā)電量會主動降低，以更低的負(fù)荷運(yùn)行，利用小時數(shù)也同步降下來，更多地發(fā)揮頂峰出力的作用。這個時候，如果還按電量電價“算賬”，煤電企業(yè)恐怕就要撂挑子了。
傳統(tǒng)的煤電、氣電等自帶轉(zhuǎn)動慣量，采取“源隨荷動”的運(yùn)行模式，就能實(shí)現(xiàn)電力系統(tǒng)的供需平衡。但隨著新能源比例的提升，就需要充足的調(diào)節(jié)能力，以解決電力電量平衡、調(diào)峰調(diào)頻和系統(tǒng)總體慣量下降的問題。在調(diào)節(jié)資源方面，美國可再生能源發(fā)電量占比20%左右，靈活性調(diào)節(jié)資源容量占到49%，歐洲的調(diào)節(jié)資源容量比例也不低，約為30%。相比，中國電力系統(tǒng)隨時可調(diào)用的靈活調(diào)節(jié)資源，平均下來可能只有6%。
但風(fēng)光裝機(jī)量不等人，還在快速增長。國家能源局?jǐn)?shù)據(jù)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(fēng)電裝機(jī)4億千瓦，光伏發(fā)電裝機(jī)5.21億千瓦，兩者加在一起，裝機(jī)量占比達(dá)到33%，風(fēng)光發(fā)電量占比16.5%。這讓本就緊張的靈活調(diào)節(jié)資源變得更加捉襟見肘。
靈活調(diào)節(jié)資源匱乏所帶來的直接影響便是電力系統(tǒng)的不穩(wěn)定，甚至遭遇極端情況，只能拉閘限電、工廠限產(chǎn)。
這種現(xiàn)象在2021年、2022年就已經(jīng)開始頻繁上演，各地“電荒”頻頻爆發(fā)。由于燃煤發(fā)電出力不足，2021年5月，云南、廣東等省份開始拉閘限電，工業(yè)企業(yè)限產(chǎn)。9月開始，電荒持續(xù)波及全國各個省市，東北不僅限制了工業(yè)生產(chǎn)，居民生活、城市運(yùn)轉(zhuǎn)都受到影響。接下來的2022年，極端氣候肆虐，干旱少雨，來水偏枯，水電大省四川經(jīng)受缺電大考，川渝、云貴均亮起缺電警報，不僅轄區(qū)高耗能企業(yè)限電停產(chǎn)，當(dāng)?shù)氐牟簧俪潆娬緯簳r關(guān)停，特斯拉在四川的零部件供應(yīng)鏈企業(yè)也受波及，導(dǎo)致上海特斯拉的整車都無法下線。
解決電力平衡難題，既可以從電源側(cè)入手，如煤電靈活性改造，讓煤電機(jī)組具備最小出力的能力。目前，我國純凝機(jī)組調(diào)峰能力普遍在50%，熱電機(jī)組因為要保障熱負(fù)荷供應(yīng)，最低運(yùn)行負(fù)荷為60%。從深度調(diào)峰能力看，這比歐美的火電廠要差很多，像德國的最低運(yùn)行負(fù)荷可以達(dá)到25%，供熱機(jī)組能到40%，丹麥以供熱為主的機(jī)組甚至能下探到20%，靈活性要高很多。
也可以從負(fù)荷側(cè)、儲能側(cè)緩解，負(fù)荷側(cè)則是虛擬電廠、負(fù)荷聚合商、可中斷負(fù)荷、需求響應(yīng)，儲能側(cè)則是抽蓄、新型儲能、氫儲等方式。但后兩者，直到今天，要么規(guī)模有限，要么調(diào)度機(jī)制不成熟，很難立馬派上用場。
而且煤電機(jī)組通過靈活性改造，用于深度調(diào)峰的成本，在上述幾種方式中，是最低的。據(jù)測算，以煤電靈活性改造成本1000元/kW，年調(diào)峰時長1000小時（25%的調(diào)峰空間），壽命20年計算，煤電調(diào)峰的度電成本只有0.05元，遠(yuǎn)遠(yuǎn)低于抽水蓄能的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(diào)峰時長也必須降下來，在應(yīng)對短期調(diào)節(jié)需求方面，煤電依然是一塊香餑餑。
用通俗易懂的話來解釋煤電深度調(diào)峰能力，就是當(dāng)光伏中午發(fā)電量最多時，煤電機(jī)組就可以“讓路”，將運(yùn)行負(fù)荷從60%降到30%。如果是60萬kW的煤電機(jī)組，就等于多出來了18萬kW的調(diào)節(jié)性資源。更極端的情況下，如山東負(fù)電價的時候，火電大面積停機(jī)，為風(fēng)電光伏發(fā)電并網(wǎng)騰挪空間。
雖然對電力系統(tǒng)是一件好事兒，但對煤電并不好，不僅頻繁啟停需要投油預(yù)熱，價格昂貴，設(shè)備加熱或冷卻過程中會產(chǎn)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(bǔ)償，在煤價周期性漲價下，讓煤電再掏出一份錢用于靈活性改造，他們自然不愿意當(dāng)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(tǒng)調(diào)節(jié)能力，但實(shí)際的完成情況卻不理想。
這其實(shí)也是煤電方倒逼容量電價出臺的一種態(tài)度，畢竟如果不給“甜頭”，煤電根本沒積極性為綠電消納和波動出力。
此次，兩部門發(fā)布《關(guān)于建立煤電容量電價機(jī)制的通知》，解決的就是“既讓馬兒跑，又讓馬兒不吃草”的遺留問題。按照通知要求，只要是合規(guī)在運(yùn)的公用煤電機(jī)組，工廠緊急備用的不算，保守估計，約13億千瓦煤電裝機(jī)里符合條件的至少有10億千瓦。不考慮不同機(jī)組的投資差異，固定成本統(tǒng)一按每年每千瓦330元核算，并設(shè)立兩檔，2024～2025年，多數(shù)地方通過容量電價回收固定成本的比例為30%，少部分靈活性改造進(jìn)展較快的省市，每千瓦可以拿到165元的容量補(bǔ)償。2026年，轉(zhuǎn)型較快的地方達(dá)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(jī)的保守基數(shù)算，容量補(bǔ)償相當(dāng)于每年給煤電增厚1000-1500億元。
在日內(nèi)的電化學(xué)儲能、周月季度的長時儲能暫時不具備容量支撐能力時，作為電源側(cè)最大的存量資源，煤電調(diào)峰、調(diào)頻、備用的調(diào)節(jié)能力就變的更重要了。更重要的一點(diǎn)是，有了容量電價的刺激，煤電加速向調(diào)節(jié)電源邁進(jìn)，可以為儲能厘清價格、商業(yè)模式提供“過渡期”，等待電力現(xiàn)貨市場、輔助服務(wù)市場走向成熟，又不影響光伏、風(fēng)電的狂飆猛進(jìn)，不會在消納方面掉鏈子。
當(dāng)然，煤電容量電價的建立，在火電的圈子里，是吃飯飯碗的大事，但大眾最關(guān)心的則是，傳導(dǎo)到終端的電價到底是漲還是跌？換句話說，給煤電額外補(bǔ)償平均到每度電0.024-0.07元（對應(yīng)100-330元/kW）的調(diào)峰費(fèi)用，這部分錢究竟誰來掏？是風(fēng)光新能源出，還是均攤到除居民、農(nóng)業(yè)外的工商業(yè)用戶身上？
《通知》里雖然有相關(guān)表述，但其實(shí)也是含糊其辭。
明面上，煤電容量電費(fèi)納入系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)，每個月由工商業(yè)用戶（工廠、園區(qū)、充電站等）按用電量比例分?jǐn)?。如果真?ldquo;大工業(yè)+一般工商業(yè)”來承擔(dān)，那么粗略算的話，按2023年前三季度工商業(yè)占全社會用電量65%，即工商業(yè)全年用電量58500億度計算，大概每度電調(diào)高約0.017元，2026年接近0.04元。
但《通知》里也強(qiáng)調(diào)，短期看，對終端用戶用電成本的影響總體較小。由于建立煤電容量電價機(jī)制主要是電價結(jié)構(gòu)的調(diào)整，煤電總體價格水平是基本穩(wěn)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(yè)用戶終端用電成本總體有望穩(wěn)中略降。
這么看，上面的表述是有點(diǎn)兒前后矛盾的。如果按照“誰收益，誰承擔(dān)”的原則，容量電價是為了解決風(fēng)光波動性，為了更好的消納綠電，理應(yīng)由光伏、風(fēng)電發(fā)電方來買單，這就意味著，在不提高工商業(yè)電價的前提下，要降低可再生能源的上網(wǎng)電價，2024-2025年要擠出至少3分錢給煤電。不過問題是，當(dāng)下雖然風(fēng)光都實(shí)現(xiàn)了平價上網(wǎng)，但仍有碳中和目標(biāo)達(dá)成的壓力，既然要繼續(xù)鼓勵新能源裝機(jī)，就不能加“包袱”。如果讓水電、核電等一起來承擔(dān)，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(jī)制。
要么工商業(yè)電價上漲，要么由可再生能源內(nèi)部消化，要么火電、風(fēng)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(fēng)光發(fā)電方來掏。
煤電是相當(dāng)成熟的路線，又有剛性的燃料成本，幾乎沒降本空間，但風(fēng)光不同，過去10年，光伏的度電成本已經(jīng)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(xiàn)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(tài)，光伏的投建成本幾乎砍掉了20%，相當(dāng)于度電成本降了約0.06元。
20年后，光伏度電成本有望降到0.1元/kWh，幾乎沒有懸念。只不過，風(fēng)光新能源需要煤電、抽蓄、儲能等調(diào)節(jié)資源來解決波動性，增加了系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用，相當(dāng)于抵消掉了發(fā)電成本的降價空間。綜合看，風(fēng)光發(fā)電成本的下降與調(diào)節(jié)費(fèi)用的上升，最終疏導(dǎo)到終端用電環(huán)節(jié)，可能就不漲不跌了。
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代理購電價格下降了，新能源的利潤還沒受到影響
從非技術(shù)角度來看，這肯定是五大發(fā)電集團(tuán)和能源局等部門博弈的結(jié)果
煤不虧，電廠不虧，電價不漲，專虧電網(wǎng)