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谷峰
火电企业近十年来，经常回忆当年5000-7000利用小时的黄金岁月，感慨当年跑马圈地，盼望回到那个高利用小时的时代。很多人难以相信，其实利用小时1000也可以让煤机过上好日子，甚至比黄金岁月更好的日子。其实这个逻辑很简单，为实现碳中和目标，必须要减少煤电发电总量，电量供应缺口需要由风光装机补上，风光装机暂时无法指望通过储能完成经济性消纳，大电网是唯一可行的消纳手段，而转动惯量、调节能力和可靠性是大电网与生俱来的三大要求。煤电机组在我国资源禀赋之下是唯一能够经济高效满足这三大要求的机组类型，结论是：煤机要伴随着风光的发展而发展，极低的利用小时和持续的容量增长是煤机的未来。
1、极低的利用小时意味着什么？
在弄清极低的利用小时对煤电企业、对电力系统意味着什么之前，先要回答什么是极低的利用小时。
极低利用小时的定义：我国在过去计划体制规划过程中，评估一个地区电量供应能力是否充足，是根据煤电机组利用小时作为主要判断依据的，先给煤电机组设置一个初始的基准利用小时，实际运行过程中煤电机组利用小时超过基数小时，意味着电量供应紧张，需要增加电源投资，反之则需要减少电源投资。原标杆电价水平就是按照在基数利用小时的标准下，回收商业运营期固定投资和变动成本，并获得合理收益来确定的。一般来说，基数小时在国内大部分省份均为5000-5500。在传统计划价格机制下，从历史经验看，假定燃料价格处于绿色区间，煤电机组商业运营期内的年度实际平均利用小时与基数小时差值对煤电企业的收益有非常大的影响，当实际平均利用小时在5000小时（正常利用小时）左右时，煤电企业效益水平能够保证，并具备滚动发展能力；当实际平均利用小时在4000小时（偏低利用小时）左右，煤电企业效益水平下降，丧失滚动发展能力，部分煤电企业出现亏损，由于采购劣质煤机组技术性能出现下降；当实际平均利用小时在3000（低利用小时）左右，煤电企业大面积亏损，普遍采购劣质煤，机组技术性能普遍大幅下降，部分机组开始出现资不抵债；当实际平均利用小时在500-2000小时（极低利用小时），煤电企业生存出现问题，事故概率大大上升，普遍出现资不抵债，进入“死亡螺旋”。如燃料价格难以控制在绿色区域，则煤电企业的困难和“经济死亡”速度随着利用小时数下降，会大大加剧和加快。
极低利用小时改变了煤电机组在电力系统中的主要功能：熟悉电力系统运行的专家和电力调度机构的运行人员对我国电力系统难以离开煤电机组有着清醒的认识。正常利用小时环境下，煤电机组兼具电量生产、容量保证（维持系统可靠性）、提供日内调节能力和转动惯量功能；偏低利用小时环境下，煤电机组电量生产功能减弱，日内调节功能增强，兼具容量保证和转动惯量功能；低利用小时环境下，煤电机组电量生产功能大幅减弱，日内调节功能开始变得突出，容量保证功能增强，兼具转动惯量功能；极低利用小时环境下，煤电机组电量生产功能趋近于边缘化，主要功能变为容量功能兼具提供转动惯量，日内调节功能减弱（累计开机时间过短）。
功能改变推动回报机制改变：从功能改变的过程来看，由于电力系统和碳中和离不开煤电机组，煤电机组的回报机制也会相应发生变化。受碳中和要求影响，煤电机组一定会从基数利用小时滑落至极低利用小时，否则不能够实现减碳的要求。从基数小时过渡到极低小时过程中，煤电机组提供的商品和服务的占比不断发生变化，最终成为主要提供服务的机组类型。基数利用小时环境下，煤电机组提供电力商品和多种服务，因此使用综合电价方式的标杆电价；偏低利用小时环境下，由于日内调节功能增强，在电力现货市场建设开始前，全国普遍出现了在综合电价基础上建设调峰补偿机制的现象，电力现货市场运行期间调峰补偿机制停运，电力现货交易给了煤电机组相对调峰补偿机制更好的回报，符合回报机制随功能变化的规律。随着利用小时降至4000小时以下，容量功能开始突出，直至容量功能成为煤电机组的主要功能，煤电机组的回报机制需要围绕容量功能重新设计。
2、煤电等调节机组回报机制的演进
屈指算来，欧美开始电力市场化改革已经30年，半甲子时间内，煤电等调节机组的回报机制也分了两个阶段。第一阶段是电力现货市场建设初期，由于煤电等调节机组是占绝对比例的电量供应商，因此电能量价格能够反映比较充分的全口径成本。第二阶段就是随着可再生能源的快速发展，由于可再生能源补贴的存在，可再生能源变动成本实际上为“负值”，加之可再生能源不能人工控制出力，在现货申报时往往按照申报下限报价；由于煤电机组和核电机组难以实现日内的启停，煤电机组和核电机组被迫在首段出力上申报与可再生能源相同的价格，形成了低负荷段的低电价、超低电价，甚至是负价，拉低了全时段现货价格水平。“Missing Money”问题（“丢钱”问题）就此出现，即在现货市场环境下，仅依靠电能量价格，部分机组难以回收固定投资，欧美都出现过非低碳机组过早退出问题，对电力系统的连续、稳定运行造成了威胁（可靠性下降）。为了解决这个问题，欧美的电力市场增加了容量成本回收机制。
无独有偶，2015年新一轮电改以来，我国的市场建设也已经走过了两个阶段。第一阶段，在全国范围内广泛开展了以不考虑平衡责任为特征的直接交易（电量交易），体现了一定程度电力的一般商品属性，但是完全没有体现电力商品的特殊属性，没有反映电力即时平衡的要求，没有形成时序价格和位置信号，也无法给予为系统提供了差异化产品和服务的不同电源合理的成本补偿和回报。第二阶段，在全国范围内选取了8个电力现货市场建设试点，将电力现货市场建设作为市场化的核心，以电力现货市场实现电力价格的发现和维持系统平衡，最终实现电力商品的一般商品属性和特殊物理属性的统一。由于我国的电力市场建设和能源转型“双期叠加”，我国电力市场建设跨越了欧美电力市场建设的第一阶段，直接进入了存在“Missing Money”问题的欧美电力市场建设第二阶段。可再生能源的快速发展，逼迫发电企业在电力现货市场中进行的是时间尺度有限的短期决策，不能考虑全部投入的调整，只能调整变动成本投入。发电企业在现货市场中通常基于自身发电生产的短期边际成本进行短期的产量决策。单纯的电力现货价格会使得边际机组的固定成本缺乏有效的回收渠道，也使其他参与电力现货市场竞争的机组的固定成本回收存在较大的不确定性。尤其是在以风光为代表的可再生能源发电占比不断提高的电力系统中，短期发电边际成本持续降低，固定成本回收的不确定性将增大。碳中和目标的提出，加速加重了这一趋势，缺乏固定成本回收机制将使得发电企业对发电容量的投资意愿降低，有可能导致供不应求的局面出现，导致大面积多时段限电问题。因此，绝不能将抑制电价上涨作为不建立容量成本回收机制的理由。毕竟，经济规律一定在社会经济活动中发挥作用，如果再不考虑煤电机组的容量成本回收机制，2018年《中国电力企业管理》第10期刊载的《电力现货市场设计的问题及方法》一文中预见的“一味强行压制电价上涨（近年的燃料价格剧烈上涨在各地直接交易价格中基本没有体现），结局就是火电企业全面亏损，从火电企业‘无电可发’走向用户‘无电可用’”将逐渐变成现实。
3、电力市场中“丢钱”问题已有答案
从国际上电力现货市场化的国家和地区来看，容量成本回收机制主要分为容量市场机制、稀缺定价机制及容量补偿机制三类，相应的典型实践包括英国和美国PJM的容量市场方式、美国德州市场的稀缺电价机制、智利的容量补偿机制，还有德国等介于容量市场和容量补偿机制的战略容量储备机制。三类容量成本回收机制具体操作方式如下：
01、容量市场
简而言之，容量市场就是某一具有公权力的机构预测未来目标年需要的系统有效容量（与最大负荷对应），各类型机组（含目标年计划投产的各类型机组）均按照“同一类型、同一折算方式”的原则，将铭牌容量折算为有效容量，各类型机组的拥有者（存量）和意向投资者（增量）公平无歧视的竞价，形成目标年的有效容量价格，每个主体有效容量乘以有效容量价格即为目标年容量费用，单个主体目标年容量费用加和按照电量或者某种方式向每个用户收取。
02、稀缺电价机制
由于容量市场需要对目标年需要的有效容量进行预估，操作机构的主观性较强，自由裁量权较大，直接影响有效容量的价格，部分电力市场设计者认为这很可能扭曲市场价格，应该采用电能量市场一并解决，即稀缺电价机制。稀缺电价的含义就是，在电力供应紧张（供需曲线最高峰）时段，当电力紧张的量化指标明显（上旋备不足），则通过倍增系数等手段直接将市场成交电价，推至电力现货交易出清上限价水平的电能量价格，以满足发电侧的容量回收需要。德州、澳洲是典型执行稀缺电价的市场。部分执行稀缺电价的市场，允许在8-20小时执行稀缺电价期间，稀缺电价形成的总收益足以让燃气机组回收固定成本投资。
03、容量补偿机制
容量补偿机制与容量市场类似，首先对全部机组的有效容量按照一定方式进行计算（例如我国现货试点地区100万煤机的有效容量大致为80万千瓦左右，100万光伏的有效容量大致为10万千瓦左右，100万风电的有效容量大约为15万千瓦左右，100万多年调节水电有效容量大约为45万左右）；然后将折算出的有效容量加和，最大负荷除以有效容量加和与高峰备用容量之差作为供需系数，每个机组的有效容量乘以供需系数就是有效补偿容量；接着确定单位有效补偿容量的价格，这个价格一般采用现货市场边际机组商业运行期年度应回收投资额确定，在国内这些机组大部分为抽水蓄能机组；最后每台机组有效补偿容量乘以补偿价格即为每台机组当年应获得的容量补偿费，容量补偿费总额由用户支付，可按照度电、最大容量等方式进行分摊。
三种典型容量成本回收机制，最为市场化的就是稀缺电价机制，稀缺电价形成过程中基本没有人为干预。无论是影响成交价格的容量市场需求提出，还是容量补偿机制的有效容量补偿价格的确定，都需要某一机构主观确定，其准确性和体现市场主体意愿方面，难以让市场主体满意。虽然理论上如此，但是三种机制在我国近期实施的难度看，反而稀缺电价机制最难。因为，我国试点省均有市场份额较大的发电企业，目前监管机构很难辨别发生稀缺电价，是由于供需紧张还是出现了容量持留，同时我国用户电力市场化的概念尚不足，很难接受高昂的稀缺电价。我国有长期的政府核定电价的历史，容量补偿机制反而更容易为各方接受。
有了容量补偿机制，煤电机组的固定投资和合理收益可以通过容量电价回收，生产电量就成为了“意外彩蛋”和“开胃小菜”，煤电机组可以安心的提供容量备用，而不需为电量的供需形势而“焦虑”，可以改变个别省份煤电自带干粮（负债率超过100%）甚至要母公司担保贷款为系统可靠性贡献的唏嘘局面。当然，在容量补偿机制下，在煤电机组功能快速发生变化的情况下，煤电的投资也会发生很大变化，未来参数不高，但是启停时间短、能够接受频繁启停、停机维护费用低的中小型机组可能成为未来燃煤机组投资的主要方向，相应的一些老旧机组应当停止退役，并进行延寿和性能改造，因为这些完成折旧的机组，是最为廉价的容量功能和旋转惯量来源，是冲抵可再生能源消纳成本快速上升的重要力量。
容量补偿机制之下，外加有序的煤电机组投资（避免供需系数大幅小于1 ），配以合理的现货市场限价（2000-3000元/兆瓦时），煤电机组的利用小时降至2000、1000，甚至于500，都可以实现“幸福生活”。当然，这无可避免地将带来用户侧电价水平的上升，毕竟蓝天、白云、碧水和优渥的生活条件、强大的生产能力，都需要付出更多。必须要强调的是，竞争会帮助市场挤出电价中的“水分”，用户确实是为获得清洁、可靠的电力支付额外成本，而不是为低效和浪费买单。
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