传统火电角色转变呼吁完善电力市场机制

　　随着新能源装机比例不断提升，用户侧电气化率提高、用能结构变化以及新型用电主体的丰富，构建新型电力系统已成为长期发展趋势。新能源将逐渐替代传统火电成为主要的能源供应主体，而传统火电在电力系统中的角色将由电量提供者，逐步向调频、备用、容量服务提供者转变。这个转型过程既需要火电灵活性改造的技术性支持，更需要完善的电力市场机制保驾护航。

　　新型电力系统在发电侧的最大特征是高比例清洁能源。与传统能源相比，新能源发电的随机性、波动性、间歇性为电力系统带来了新的运行挑战。根据中电联统计数据，截至2021年底我国风电、太阳能发电装机容量约635吉瓦，占比达到26.7%，而发电量占比约为11.7%。目前，世界上还没有任何一个孤立的电力系统能够实现长时间尺度内新能源发电量渗透率超过50%，这足以说明高比例新能源消纳问题仍然是一个难题。

　　一是长周期运行可靠性挑战下，电力系统需要稳定输出的基荷电源。风电、光伏等新能源发电具有“靠天吃饭”的特点，出力具有明显的季节性和周期性特点，不确定性较强。在传统机组逐渐退役的情况下，新能源若因天气原因连续多周、多日发电不足，将导致电力系统长时间发电不足，进而出现系统性缺电，容易引发大停电事故。特别是近年来极端天气频发，新能源风机可能受低温影响导致叶片冷冻、覆冰，无法正常发电，给电力系统可靠供电带来较大的运行挑战。2021年3月22~25日，德国风电持续出力不足8吉瓦（总装机超过60吉瓦，容量利用率仅为13%），导致德国最大供电缺口超过11吉瓦，需要从欧洲其他国家进口电力，否则将出现缺电。

　　二是短周期时间尺度内，新能源发电的波动性要求电力系统具备更多的灵活性资源。在日以内时间尺度内，为保证发电与用电的实时平衡，需要由其他具备调节能力的灵活性资源，来调节新能源波动引发的电力系统功率不平衡。以美国为例，由于光伏发电占比较高，美国加州电力系统在晚高峰时段3小时内大约需要增加13吉瓦的快速爬坡能力，约占整个加州最大负荷的50%。与海外相比，我国气电等灵活性资源相对匮乏，未来需要重点推动火电灵活性改造，发展抽水蓄能、新型储能等灵活性资源以应对这一挑战。根据我们的初步测算，到2025年火电灵活性改造、抽水蓄能、新型储能占灵活性资源比例分别达到35%、15%、6%，而到2030年，这一比例分别达到28%、17%、18%，火电灵活性仍在灵活调节资源中占据重要地位。

　　三是新能源电力电子设备带来超短周期电网稳定性挑战。新能源发电设备通过电力电子装置接入电网，或将深刻改变电网运行特性。电力电子设备的电压频率特性与传统电源的同步发电机有较大差异，开关元器件（IGBT、晶闸管等）的动作会给电网造成瞬时的毫秒级、秒级运行挑战，包括故障连锁脱网、电能质量降低、低转动惯量等一系列问题。2019年8月9日，英国发生大停电事件，主要原因之一就是新能源并网导致系统转动惯量减小，当英国国家电网出现了近100万千瓦功率缺口后，系统频率迅速从50赫兹跌落至48.8赫兹，触发了新能源的防孤岛保护，引起新能源大面积脱网，从而进一步扩大了有功功率缺口，最终导致大面积停电事故。

　　一是火电在我国能源转型过渡期仍然发挥电力保供“压舱石”作用。2020年以来，我国电力供给逐步走出过剩局面，局部地区出现供电紧张的情况，发生原因多为煤价居高、清洁能源短时发电下降以及火电投资逐年萎缩带来的尖峰电力装机不足等。因此，在能源绿色低碳转型过程中，随着新能源大规模接入，仍需保证足够的火电机组装机规模，在电力供需失衡的特殊情况下发挥火电的兜底保障作用。

　　二是火电灵活性改造是实现新型电力系统下新能源消纳的最佳调峰选项之一。从总量来看，火电灵活性改造有望在“十四五”期间释放主要的调节能力。考虑到抽水蓄能建设周期较长、新型储能收益机制暂未明确，我们认为“十四五”期间灵活性资源建设或以火电为主导。根据中电联、国家电网等预测，预计“十四五”期间我国将新增1.5亿千瓦火电机组装机，同时《全国煤电机组改造升级实施方案》提出将对2亿千瓦的存量煤电机组完成灵活性改造（增加系统调节能力3000~4000万千瓦）。从成本来看，与抽水蓄能和新型储能相比，对现有火电机组展开灵活性改造仍然是最具经济性的一种方式。根据中电联统计，火电灵活性改造释放单位千瓦调峰容量的投资成本约为500~1500元/千瓦，而抽水蓄能、电化学储能则约为2500~3000元/千瓦（考虑抽水蓄能单位千瓦装机释放双倍调节能力）。

　　三是火电机组的机电特性为电力系统稳定和平衡贡献重要支撑。火电采用同步发电机技术，可以根据电网的频率、电压情况瞬时调整其有功和无功功率输出，在维持电力系统稳定性以及故障穿越能力方面，较风电和光伏具有显著的优势。此外，火力同步发电机还可以提供真实的转子机械惯性，抵御电力系统中发生的扰动，这是新能源发电设备所不具备的特性。因此，新型电力系统中仍需维持一定比例的同步电机，保障系统频率稳定和电压稳定。

　　一是缺少市场化激励，火电主动改造意愿不足。“十三五”期间火电灵活性改造规模不及预期，主要是由于市场机制不健全导致经济激励缺失。由于火电供热期与新能源矛盾突出，此前东北地区已开展火电机组大规模灵活性改造，其他地区部分火电企业为获取新能源项目开发指标进行了灵活性改造，但大规模改造尚未启动。从激励机制来看，绝大多数省区虽已建立深度调峰市场，但仍然以发电侧“零和博弈”为主，即由新能源和不具备调节能力的电源承担火电调峰的费用，尚未向用户侧进行疏导。这样限制了辅助服务市场规模和品种的多样性，导致火电灵活性所提供的多样化服务难以获得合理经济补偿，不足以弥补机组低负荷下的运行成本等。

　　二是灵活性改造对火电运行的安全性和经济性产生一定影响。为使机组释放更多调节能力，深度调峰状态下锅炉燃烧工况远低于设计的最低稳定运行负荷，机组可能面临灭火停炉、使用寿命缩短、脱硝不充分等一系列运行风险。经济性方面，在深度调峰状态下，火电机组出力减少时的单位煤耗显著上升，发电成本大幅上涨。此外，火电灵活性改造存在低负荷稳燃、汽轮机、锅炉、蓄热等多条技术路线，目前改造方案仍然是“一厂一策”，尚未形成可大规模复制的经验。

　　三是受煤炭价格影响，近年来火电企业亏损至现金流，难以同时承担布局新能源转型的资本开支和火电灵活性改造的成本。2021年煤炭价格持续保持高位，而电价涨幅受限，导致火电企业普遍陷入大面积亏损。我们根据火电上市企业发布的2021年公告统计，多家火电企业属于归母亏损情况。此外，根据上市公司披露的新能源发展规划目标，我们测算火电企业新能源转型年均资金需求平均值接近300亿元。而传统火电企业投资资金来源以发债为主，当前杠杆率维持较高水平，债务融资或遭遇一定瓶颈。因此，火电企业依靠目前资金能力开展灵活性改造或面临一定困难。

　　长期来看，火电角色将逐步由电量供应主体向调频、备用、容量服务提供者转变，收益模式将由传统计划模式下的电量电价，向市场化的“容量电价+调节电价+电量电价”模式转变。“十四五”期间，火电灵活性改造仍是当前最具经济性、可规模化发展的调峰手段，是提升新能源消纳能力的重要抓手。随着电力市场体系不断完善，中长期交易、现货交易、辅助服务交易、容量补偿等多重机制协调发展，我们认为未来火电的收益模式将逐渐多元，灵活性改造动力将显著提升。为此，提出如下建议：

　　一是建议加快推进电力现货市场建设。随着新能源比例不断攀升，我们认为电力现货市场应在新型电力系统和全国统一电力市场体系中扮演更加重要的角色。一方面，现货交易频次高、交易周期短，更适应新能源波动性、难以预测等特点；另一方面，现货交易形成分时价格信号，可以引导火电参与灵活调节，在电力供应紧张价高时多发电，保障高峰时期电力供应，在电力供应宽松价低时少发电，为新能源发电腾挪消纳空间。此外，建议合理设置电力现货市场价格上下限，充分兼顾终端电力用户的价格承受能力以及对灵活调节电源的经济激励作用。

　　二是建议完善辅助服务市场机制。从国外经验来看，调频、备用是最主要的辅助服务品种，而调峰则主要通过电力现货市场实现。以德国为例，2020年一次、二次和分钟备用费用总计1.5亿欧元。首先，建议进一步完善辅助服务品种，积极探索引入爬坡、系统惯性、快速调频等新型辅助服务交易品种。其次，建立健全辅助服务成本分摊与利益共享机制，进一步推动辅助服务费用向用户侧疏导，为火电机组在辅助服务市场获得收益创造良好的市场条件。最终通过市场发现辅助服务价格、拓宽火电营收渠道，进而激发火电在调峰、调频、调压以及提供系统容量支撑和转动惯量等方面发挥作用的积极性。

　　三是建议加快探索容量补偿电价机制。未来，火电机组在电力系统中的电量角色将逐步被新能源替代，利用小时数面临下滑趋势，但将持续为系统提供灵活调节和容量支撑。国外电力市场普遍采用容量市场、稀缺定价、战略备用等机制鼓励电力系统所必要的电源投资。我国可以结合国情实际，探索对火电机组的容量补偿机制，激励常规火电投资建设、引导火电企业灵活性改造，以保障新型电力系统下的发电容量充裕度、调节能力和运行安全，促进“双碳”目标的实现。

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