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煤电容量电价来了,未来电价是涨还是跌?

钛度号
工商业电价涨还是降?

图片来源@视觉中国

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文 | 能链研究院

受光伏组件价格大幅下跌刺激,收益率提升,2023年光伏装机量一路飙升。2022年的光伏装机量只有87GW,今年恐怕要妥妥地超过170GW了,将翻一倍。

光伏装机量猛增带来的最大压力,就是消纳与电力供需平衡。因为相比美国、欧洲,中国电力系统当前最严峻的事实是调节性资源严重“匮乏”,一方面,火电经过两年多时间的持续亏损,对灵活性改造的积极性不大;另一方面,储能则远水解不了近渴,抽水蓄能加紧干,也拗不过6-8年的建设周期。而电化学储能的投运量还很小,且没厘清参与电力市场的机制和规则,很难用上力。

于是乎,本应偃旗息鼓、顺势退下的煤电,又不得不临危受命,关键时刻扛起调节电源的大旗。

11月10日,国家发改委、国家能源局联合对外发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》,决定自2024年1月1日起建立煤电容量电价机制,煤电电价首次从“单一制”过渡到“两部制”,相当于给煤电直接“输血”。

通知指出,该调整是为了适应煤电从主力电源向基础保障性和系统调节性电源转型的需要。用大白话来讲,以后煤电发电量会主动降低,以更低的负荷运行,利用小时数也同步降下来,更多地发挥顶峰出力的作用。这个时候,如果还按电量电价“算账”,煤电企业恐怕就要撂挑子了。

煤电调峰的成本低于抽蓄、锂电储能

传统的煤电、气电等自带转动惯量,采取“源随荷动”的运行模式,就能实现电力系统的供需平衡。但随着新能源比例的提升,就需要充足的调节能力,以解决电力电量平衡、调峰调频和系统总体惯量下降的问题。在调节资源方面,美国可再生能源发电量占比20%左右,灵活性调节资源容量占到49%,欧洲的调节资源容量比例也不低,约为30%。相比,中国电力系统随时可调用的灵活调节资源,平均下来可能只有6%。

但风光装机量不等人,还在快速增长。国家能源局数据显示,截至2023年第三季度,全国全社会用电量6.49万亿千瓦时,风电装机4亿千瓦,光伏发电装机5.21亿千瓦,两者加在一起,装机量占比达到33%,风光发电量占比16.5%。这让本就紧张的灵活调节资源变得更加捉襟见肘。

灵活调节资源匮乏所带来的直接影响便是电力系统的不稳定,甚至遭遇极端情况,只能拉闸限电、工厂限产。

这种现象在2021年、2022年就已经开始频繁上演,各地“电荒”频频爆发。由于燃煤发电出力不足,2021年5月,云南、广东等省份开始拉闸限电,工业企业限产。9月开始,电荒持续波及全国各个省市,东北不仅限制了工业生产,居民生活、城市运转都受到影响。接下来的2022年,极端气候肆虐,干旱少雨,来水偏枯,水电大省四川经受缺电大考,川渝、云贵均亮起缺电警报,不仅辖区高耗能企业限电停产,当地的不少充电站暂时关停,特斯拉在四川的零部件供应链企业也受波及,导致上海特斯拉的整车都无法下线。

解决电力平衡难题,既可以从电源侧入手,如煤电灵活性改造,让煤电机组具备最小出力的能力。目前,我国纯凝机组调峰能力普遍在50%,热电机组因为要保障热负荷供应,最低运行负荷为60%。从深度调峰能力看,这比欧美的火电厂要差很多,像德国的最低运行负荷可以达到25%,供热机组能到40%,丹麦以供热为主的机组甚至能下探到20%,灵活性要高很多。

也可以从负荷侧、储能侧缓解,负荷侧则是虚拟电厂、负荷聚合商、可中断负荷、需求响应,储能侧则是抽蓄、新型储能、氢储等方式。但后两者,直到今天,要么规模有限,要么调度机制不成熟,很难立马派上用场。

而且煤电机组通过灵活性改造,用于深度调峰的成本,在上述几种方式中,是最低的。据测算,以煤电灵活性改造成本1000元/kW,年调峰时长1000小时(25%的调峰空间),寿命20年计算,煤电调峰的度电成本只有0.05元,远远低于抽水蓄能的0.23元、锂电池储能的0.25-0.3元。所以说,即便长期看,煤电调峰时长也必须降下来,在应对短期调节需求方面,煤电依然是一块香饽饽。

容量电价推出可加速煤电转向调峰

用通俗易懂的话来解释煤电深度调峰能力,就是当光伏中午发电量最多时,煤电机组就可以“让路”,将运行负荷从60%降到30%。如果是60万kW的煤电机组,就等于多出来了18万kW的调节性资源。更极端的情况下,如山东负电价的时候,火电大面积停机,为风电光伏发电并网腾挪空间。

虽然对电力系统是一件好事儿,但对煤电并不好,不仅频繁启停需要投油预热,价格昂贵,设备加热或冷却过程中会产生损耗的隐形成本,而且煤电这几年本就亏损连连,如果没有容量补偿,在煤价周期性涨价下,让煤电再掏出一份钱用于灵活性改造,他们自然不愿意当冤大头。所以,本来“十四五”期间要求完成2亿千瓦的改造,增加3000-4000万千瓦的系统调节能力,但实际的完成情况却不理想。

这其实也是煤电方倒逼容量电价出台的一种态度,毕竟如果不给“甜头”,煤电根本没积极性为绿电消纳和波动出力。

此次,两部门发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》,解决的就是“既让马儿跑,又让马儿不吃草”的遗留问题。按照通知要求,只要是合规在运的公用煤电机组,工厂紧急备用的不算,保守估计,约13亿千瓦煤电装机里符合条件的至少有10亿千瓦。不考虑不同机组的投资差异,固定成本统一按每年每千瓦330元核算,并设立两档,2024~2025年,多数地方通过容量电价回收固定成本的比例为30%,少部分灵活性改造进展较快的省市,每千瓦可以拿到165元的容量补偿。2026年,转型较快的地方达到70%,其他提升到50%。

显然,有了容量电价的“托底”,煤电灵活性改造的积极性就有了,按10亿千瓦装机的保守基数算,容量补偿相当于每年给煤电增厚1000-1500亿元。

在日内的电化学储能、周月季度的长时储能暂时不具备容量支撑能力时,作为电源侧最大的存量资源,煤电调峰、调频、备用的调节能力就变的更重要了。更重要的一点是,有了容量电价的刺激,煤电加速向调节电源迈进,可以为储能厘清价格、商业模式提供“过渡期”,等待电力现货市场、辅助服务市场走向成熟,又不影响光伏、风电的狂飙猛进,不会在消纳方面掉链子。

终端电价到底是涨还是跌?

当然,煤电容量电价的建立,在火电的圈子里,是吃饭饭碗的大事,但大众最关心的则是,传导到终端的电价到底是涨还是跌?换句话说,给煤电额外补偿平均到每度电0.024-0.07元(对应100-330元/kW)的调峰费用,这部分钱究竟谁来掏?是风光新能源出,还是均摊到除居民、农业外的工商业用户身上?

《通知》里虽然有相关表述,但其实也是含糊其辞。

明面上,煤电容量电费纳入系统运行费,每个月由工商业用户(工厂、园区、充电站等)按用电量比例分摊。如果真由“大工业+一般工商业”来承担,那么粗略算的话,按2023年前三季度工商业占全社会用电量65%,即工商业全年用电量58500亿度计算,大概每度电调高约0.017元,2026年接近0.04元。

但《通知》里也强调,短期看,对终端用户用电成本的影响总体较小。由于建立煤电容量电价机制主要是电价结构的调整,煤电总体价格水平是基本稳定的,特别是电量电价小幅下降,将带动水电、核电、新能源等其他电源参与市场交易部分电量电价随之下行,工商业用户终端用电成本总体有望稳中略降。

这么看,上面的表述是有点儿前后矛盾的。如果按照“谁收益,谁承担”的原则,容量电价是为了解决风光波动性,为了更好的消纳绿电,理应由光伏、风电发电方来买单,这就意味着,在不提高工商业电价的前提下,要降低可再生能源的上网电价,2024-2025年要挤出至少3分钱给煤电。不过问题是,当下虽然风光都实现了平价上网,但仍有碳中和目标达成的压力,既然要继续鼓励新能源装机,就不能加“包袱”。如果让水电、核电等一起来承担,也不尽合理,特别是水电、核电的市场化交易比例很低,有自己的定价机制。

要么工商业电价上涨,要么由可再生能源内部消化,要么火电、风光水等整体均摊,目前貌似是选择了第三个,但长期看,这部分钱仍然主要由风光发电方来掏。

煤电是相当成熟的路线,又有刚性的燃料成本,几乎没降本空间,但风光不同,过去10年,光伏的度电成本已经降到了十年前10%的水平,全国平均只有0.32元左右。去年8月到现在,硅料成交价从310元/kg掉到了75元/kg,组件价格直接腰斩,1元/W成了常态,光伏的投建成本几乎砍掉了20%,相当于度电成本降了约0.06元。

20年后,光伏度电成本有望降到0.1元/kWh,几乎没有悬念。只不过,风光新能源需要煤电、抽蓄、储能等调节资源来解决波动性,增加了系统运行费用,相当于抵消掉了发电成本的降价空间。综合看,风光发电成本的下降与调节费用的上升,最终疏导到终端用电环节,可能就不涨不跌了。

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  • 代理购电价格下降了,新能源的利润还没受到影响

    回复 2023.11.24 · via android
  • 从非技术角度来看,这肯定是五大发电集团和能源局等部门博弈的结果

    回复 2023.11.24 · via h5
  • 煤不亏,电厂不亏,电价不涨,专亏电网

    回复 2023.11.23 · via iphone
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