煤電有多過剩？2020年的最優電源結構預測

2017-11-08 16:53:16 能源雜志　點擊量：評論 (0)

導語：要適應可再生能源的份額要求，化石能源對應的最優份額在何種水平?為了應對普遍存在的局地環境污染、能源安全與全球氣候變化問題，能源轉型已經成為越來越多國家的選擇。而發展風電與光伏成了能源轉型的主要

可再生能源并不在這個體系中考慮，仍舊屬于政策驅動，技術學習的階段。到2020年，風電按照裝機2.2億千瓦，利用小時數200小時，光伏按照裝機1.5億千瓦，利用小時數1100設定。水電與核電都是我國電力系統結構中的重要構成。它們的發展、布局以及運營對社會系統、經濟布局、空間規劃都會有重大影響，外部性非常明顯。因此，水電與核電的發展在所有國家都往往是政府控制節奏的電源類型，而不(應該)是項目業主根據自身的盈利前景進行分散決策，這區別于宏觀影響并不大的煤電等機組。基于此，水電與核電的規模與節奏外生設定，根據政府規劃設定為2020年3.1億與5800萬千瓦。

基于扣除這部分非化石能源發電之后的剩余持續負荷曲線，通過模型優化得到化石能源發電(主要是煤電與天然氣發電)的最優結構。模擬現實，到2020年，化石能源電力結構仍舊是高度的以煤電為主，天然氣(單循環與聯合循環)的裝機容量在1億千瓦左右。這一方面來源于煤電的廉價(并未征收較高的碳稅)，更與可再生能源在2020年的份額還不大(不超過15%)高度相關。

▷ 最優結構下的市場電力價格與可再生系統價值 ◁

由于風電與光伏在市場中的份額還相對較低(<15%),持續負荷曲線的性質改變還相對比較小，系統仍舊存在相當數量的基荷發電，也就是全年都可以運行的機組。在1年的大部分時段，市場的價格都是燃煤電廠的邊際成本(也就是煤電廠是邊際電廠)(圖 3)，只有1100小時左右是天然氣聯合循環與單循環成為邊際電廠，市場價格上升1-2倍。

在個別時段(幾十個小時)，系統處于價格暴漲的階段，總的發電負荷要小于總需求，價格上漲到系統設定的最大電價水平(7元/度左右)。此時，切除負荷變成了最合理的選擇。

全年來看，市場的平均價格是230元/MWh，這大大低于目前大部分省市的標桿電價水平，顯示了在電力過剩背景下相比市場形成價格與形成理性未來預期的仍舊虛高的標桿電價水平。

在2020年可再生能源8%左右的市場份額下，在大部分時段可再生能源(特別是風電)由于與電力需求之間的不匹配，呈現其收益小于其他可控電源的情況。

平均來看，相對于2020年230元/MWh左右的市場平均價格，風電的市場價值要低9%，光伏要低5%。光伏在最初進入市場時，其出力特性與需求特性相對一致，但是它將很快使得中午左右的用電高峰徹底消失，而改變整個電力價格曲線的時間分布，自身的價值相比風電也將隨著份額增加更加迅速地下降。

基于其他條件相同(所謂all others equal)的2020年情景下，風電的份額如果從6%上升到15%，其系統價值將進一步下降為市場平均水平的85%。

▷ 煤電冗余的影響 ◁

隨著可再生能源進入系統份額的增加，煤電等化石能源的利用率水平都隨著剩余負荷曲線的變化而減少。這意味著在系統成本最小化的要求下，大規模的發電類型將越來越失去競爭力(資本攤薄的機會在逐漸減少)。這體現在最優結構中，即使負荷在增加，但是隨著風電、太陽能份額的增加，“應該”增加的煤電份額是越來越少的(如果目前的煤電份額已經超出了最優份額，那么需要減少的程度更多)。圖4對此以風電份額從5%增長到15%做了說明。

但是，必須指出，目前中國有超過2億千瓦，甚至更多的煤電機組已經核準、在建或者接近完成。這在短期內將提升中國煤電的總體裝機容量至10億千瓦以上。這部分機組將是系統的“冗余容量”，他們如果參與市場競爭，獲得市場份額，將對其本身及其他機組的利用小時數產生明顯的影響。煤電的小時數，將在很大程度上實現不了“最優結構”狀態下的利用水平。

▷ 公共政策視角應該更關注的范疇 ◁

公共政策的視角，應該更關注那些影響系統全社會成本最小化的方面，比如平均大鍋飯的市場份額劃定，缺乏有效競爭機制等;而不是私人成本嚴格等于社會成本的方面，比如所謂煤電總量過剩的問題。總量過剩的成本是分散到每一個獨立市場參與者上的，消費者往往還能從總量過剩中得到好處。這不應該是公共政策需要操心的范疇。

原標題:煤電有多過剩？2020年的最優電源結構預測