煤电正面临“囚徒困境”

“煤电企业利用负电价套利”“负电价打击山东煤电企业”……据媒体报道，2023年5月1日20时至2日17时，山东电力实时市场连续21个小时交易价格为负电价，“刷新了国内长周期现货试运行的负电价纪录”，随之而来的讨论也不绝于耳。

如前所述，山东电力现货市场出现连续负电价，恰好说明现货市场作为“探针”释放了价格信号，并非市场设计出现问题或市场失灵。

实际上，负电价并未对煤电企业造成坊间传言“打击”般的影响。负电价的产生，不仅仅是新能源发电严重供过于求的结果，也是煤电和新能源博弈的结果，燃煤发电正面临着一场“囚徒困境”。

从技术上讲，燃煤机组启停流程复杂，启动过程包括锅炉升温升压、汽轮机冲转、切换厂用电等操作，停运过程类似，耗时长且需要各专业紧密配合。以某600MW超临界燃煤机组为例，停运过程总时长约6.5小时，但从机组启动操作开始至机组交电网调度的总时间长达26小时。

从成本上讲，燃煤机组启停期间需大量用电，锅炉点火需大量耗油，加之启停过程中排放增多，一次启停的直接成本达五十多万元。频繁启停将加速机组老化，降低机组性能，叠加停运期间发电量损失，进一步降低机组运行的经济性。

边际价格取决于市场中所有发电商的报价策略。新能源的边际成本接近零，当大量新能源装机涌入市场，在完全市场竞价机制下，最优先上网。燃煤机组的报价至少覆盖燃料成本才可能有盈利空间，其报价也普遍高于新能源机组。新能源严重供过于求，燃煤机组面临停发风险。理论上只要停机即可，但电力系统受物理约束，必须保证瞬时平衡，煤电机组必须开机。

德国PSI软件公司高级业务发展经理郭欣公开撰文指出，德国业界认为，这些问题的根源在于能源系统的灵活性不足。在负电价出现时，许多电厂仍持续运作，这是因为电厂的关闭和启动成本过高，而且系统备用机组也难以停止等原因仍然继续发电。

山东同样如此。国家能源局数据显示，截至2022年底，山东光伏累计装机规模超42.7吉瓦，成为第一个突破40吉瓦大关的省份。到2023年底，山东省计划新能源和可再生能源发电装机达到80吉瓦以上。山东省光伏容量装机已连续多年位居全国首位。

相比新能源装机40吉瓦到80吉瓦翻番的增速，山东省灵活性调节机组严重不足。山东省没有水电和燃机，除了三个抽水蓄能项目和电化学储能外，调节新能源的压力都压到了煤电身上，山东省百万煤机频繁参与启停调峰。

受制于辅助服务机制不完善，煤电机组提高灵活性的经济性远远不足。调峰是我国特有的辅助服务品种。2006年，厂网刚刚分家，为了激励发电企业提供足够的调节能力，原国家电监会将调峰作为电力辅助服务产品，当时新能源尚未大规模发展，系统调节能力需求不大，因此采用内部分摊的方式，即不提供调峰服务的煤电机组掏钱给提供调峰服务的煤电机组。近20年来，该模式一直被沿用，据国家能源局统计，截至2018年底，全国（除西藏外）参与电力辅助服务补偿费用共147.62亿元。其中，发电机组合计分摊118.95亿元，占比为80.58%。

截至目前，我国省内调峰市场和省间调峰市场共存，同时也发展出了深度调峰和启停调峰等细分品种。在行政指令下，调峰已经越来越不能适应新能源大规模发展。我国某区域调峰市场1元/千瓦时的调峰服务换取0.37元/千瓦时的可再生能源消纳，显然不划算。

相比行政指令，现货市场的价格信号效率更高、更能激励发电企业。在以美国PJM为代表的全电量竞价现货市场中，实时电价的变化自然引导了发电企业主动参与负荷变化，负荷较小的谷段，电价可能较低，发电企业压低出力，而在系统负荷较大的峰时段，电价可能很高，发电企业提高出力。

电力现货市场是时候替代行政调峰，提高电力系统灵活性了。