煤电有多过剩？2020年的最优电源结构预测

　　为了应对普遍存在的局地环境污染、能源安全与全球气候变化问题，能源转型已经成为越来越多国家的选择。而发展风电与光伏成了能源转型的主要与重要内容。风电与光伏具有区别于传统化石能源机组的波动性、间歇性的出力特点。要实现高比例的可再生能源利用，电力系统需要适应可再生能源的这一特点。

　　那么，可再生能源在系统中的最优份额如何？相应的，要适应这一可再生能源的份额要求(以满足各种物理、排放约束)，化石能源对应的最优份额在何种水平？现实中的可行性相比理论上的可能性存在哪些额外的障碍？目前，我们的煤电行业存在相对数量的过剩产能，公共政策的关注视角应该在哪个方面？这是本文探讨的主要问题。

　　可再生能源发展多少，发展多快的问题，不应该从系统平衡的视角出发，而应该从节能减排需要的“必要性”出发。这也是需要反复强调“可再生能源友好型的电力系统”的原因。可再生能源是目标，而电力系统是条件。系统的平衡与成本最小化无论在运行还是新建环节都是需要保证的约束。这存在以可再生能源更大份额为前提的政策与技术可以发挥作用的空间。

　　那么，可再生能源的最优份额是多少呢？基于满足本地环境污染与全球气候安全的约束，这部分的份额显然要远高于目前的水平。但是，也肯定不会是100%，因为100%的波动性可再生能源，物理的平衡约束都可能无法满足。此外，可再生能源开发大到一定程度，其开发的成本会上升，而自身的市场价值却在下降，因此必然也存在一个依赖于政策环境(可能会影响市场的电价，也就是可再生能源避免的成本)最优的水平。

　　对这些政策与各种竞争性技术(比如能效、碳捕集、利用和封存)的不同程度的考虑，以及可再生发电成本最终下降程度的预期，会导致截然不同的最优份额的结果。目前的实证研究给出的结果范围在20%-70%左右，而且结果高度依赖于生物质发电与碳回收方面(二者联合可以构成负排放)的利用程度。这无疑是一个需要继续研究的方面。

　　当然，这仅是考虑部分现实约束的情况。如果现实中，其他的竞争性技术由于各种原因缺乏考虑边界之外的可行性，那么可再生能源的份额还需要进一步加大。比如碳回收目前仍旧是一个充满风险与缺乏社会接受度的技术，而能源效率提升也总是处于“理论潜力很大，实际实现程度非常有限”的境地，我国一直倡导的节能优先仍旧处于缺乏机制设计与集体行动逻辑、不知道相对什么优先的套话阶段。

　　因此，总体上，从“多一点还是少一点”的问题出发，我国的可再生能源的发展份额，距离其最优份额还非常之远，仍旧需要坚定的政治与政策承诺，为相关产业的投资者提供确定稳定的长期预期，降低投资风险从而降低资本成本，促进更快的成本下降。

　　基于剩余负荷曲线与Screening Curve的2020年化石能源最优电源结构？

　　笔者之前的文章一再强调，煤电的过剩在于偏离了其最优系统份额，而非总量平衡意义上的衡量。那么，煤电等化石能源发电在系统中的最优份额在何种水平呢？这可以通过剩余负荷曲线(总负荷减去需要优先调度的可再生能源)与Screening Curve的结合来简单推算。

　　基于持续负荷曲线，如果以费用为纵坐标，以每年利用小时数8760 h为横坐标，把电力系统中各种不同发电机组(如果太多，可以分类，同类的用一种典型机组特性代表)的年费用曲线画在同一图上，则可得到类似于图1的曲线族(上部)。每条年费用曲线与纵轴的交点处的数值表示年固定成本费用的大小，曲线的斜率表示每发1度电的(单位)可变成本。在图中，由年费用曲线的交点可以确定出两个时间交点。显然，当机组的年利用小时大于第二个时间点时，基荷机组——煤电的年总费用最小。当年利用小时数小于第一个时间点时，则第1类机组——天然气单循环最经济。当年利用小时数位于二者之间，第2类机组CC的年总费用最小。

　　可再生能源并不在这个体系中考虑，仍旧属于政策驱动，技术学习的阶段。到2020年，风电按照装机2.2亿千瓦，利用小时数200小时，光伏按照装机1.5亿千瓦，利用小时数1100设定。水电与核电都是我国电力系统结构中的重要构成。它们的发展、布局以及运营对社会系统、经济布局、空间规划都会有重大影响，外部性非常明显。因此，水电与核电的发展在所有国家都往往是政府控制节奏的电源类型，而不(应该)是项目业主根据自身的盈利前景进行分散决策，这区别于宏观影响并不大的煤电等机组。基于此，水电与核电的规模与节奏外生设定，根据政府规划设定为2020年3.1亿与5800万千瓦。

　　基于扣除这部分非化石能源发电之后的剩余持续负荷曲线，通过模型优化得到化石能源发电(主要是煤电与天然气发电)的最优结构。模拟现实，到2020年，化石能源电力结构仍旧是高度的以煤电为主，天然气(单循环与联合循环)的装机容量在1亿千瓦左右。这一方面来源于煤电的廉价(并未征收较高的碳税)，更与可再生能源在2020年的份额还不大(不超过15%)高度相关。

　　最优结构下的市场电力价格与可再生系统价值？

　　由于风电与光伏在市场中的份额还相对较低(<15%)，持续负荷曲线的性质改变还相对比较小，系统仍旧存在相当数量的基荷发电，也就是全年都可以运行的机组。在1年的大部分时段，市场的价格都是煤电厂的边际成本(也就是煤电厂是边际电厂)(图3)，只有1100小时左右是天然气联合循环与单循环成为边际电厂，市场价格上升1-2倍。

　　在个别时段(几十个小时)，系统处于价格暴涨的阶段，总的发电负荷要小于总需求，价格上涨到系统设定的最大电价水平(7元/度左右)。此时，切除负荷变成了最合理的选择。

　　全年来看，市场的平均价格是230元/MWh，这大大低于目前大部分省市的标杆电价水平，显示了在电力过剩背景下相比市场形成价格与形成理性未来预期的仍旧虚高的标杆电价水平。

　　在2020年可再生能源8%左右的市场份额下，在大部分时段可再生能源(特别是风电)由于与电力需求之间的不匹配，呈现其收益小于其他可控电源的情况。

　　平均来看，相对于2020年230元/MWh左右的市场平均价格，风电的市场价值要低9%，光伏要低5%。光伏在最初进入市场时，其出力特性与需求特性相对一致，但是它将很快使得中午左右的用电高峰彻底消失，而改变整个电力价格曲线的时间分布，自身的价值相比风电也将随着份额增加更加迅速地下降。

　　基于其他条件相同(所谓all others equal)的2020年情景下，风电的份额如果从6%上升到15%，其系统价值将进一步下降为市场平均水平的85%。

　　煤电冗余的影响？

　　随着可再生能源进入系统份额的增加，煤电等化石能源的利用率水平都随着剩余负荷曲线的变化而减少。这意味着在系统成本最小化的要求下，大规模的发电类型将越来越失去竞争力(资本摊薄的机会在逐渐减少)。这体现在最优结构中，即使负荷在增加，但是随着风电、太阳能(6.240, 0.00, 0.00%)份额的增加，“应该”增加的煤电份额是越来越少的(如果目前的煤电份额已经超出了最优份额，那么需要减少的程度更多)。图4对此以风电份额从5%增长到15%做了说明。

　　但是，必须指出，目前中国有超过2亿千瓦，甚至更多的煤电机组已经核准、在建或者接近完成。这在短期内将提升中国煤电的总体装机容量至10亿千瓦以上。这部分机组将是系统的“冗余容量”，他们如果参与市场竞争，获得市场份额，将对其本身及其他机组的利用小时数产生明显的影响。煤电的小时数，将在很大程度上实现不了“最优结构”状态下的利用水平。

　　公共政策视角应该更关注的范畴？

　　公共政策的视角，应该更关注那些影响系统全社会成本最小化的方面，比如平均大锅饭的市场份额划定，缺乏有效竞争机制等;而不是私人成本严格等于社会成本的方面，比如所谓煤电总量过剩的问题。总量过剩的成本是分散到每一个独立市场参与者上的，消费者往往还能从总量过剩中得到好处。这不应该是公共政策需要操心的范畴。