“十四五”期间，中国需要发展一定的煤电来保证电力系统的安全运行，但另一个问题是，还有没有公司愿意投资煤电？ 煤电已经不再是一门好生意。煤电目前绝对主导的收益机制，仍然是通过上网售卖电量作为收入来源，煤价不变条件下，上网电量高、电价涨则收入涨，反之则收入下降。 但煤电的设备利用小时数离设计值的5500小时还有相当距离。中电联数据显示，2018年，6000千瓦及以上火电机组设备利用小时为4378小时，2017年则为4219小时。 刘世宇预计，由于煤电的系统作用和定位逐步发生变化，2025年前后煤电设备利用小时数能保持在4300小时以上，到4500小时左右，各地区有差异，可能回不到前一个发展阶段5000以上的设备利用小时数。 设备利用小时数不达设计值，同时，原本为平衡市场煤的煤电联动机制（2020年取消煤电联动）失效，导致煤电机组无法疏导原料煤涨价的成本压力，煤电厂大面积亏损。 来自中电联的报告指出，截止2018年10月底，燃煤发电企业平均亏损面达58.94%，前三季度亏损额达282亿元。按照当前电煤价格、标杆电价和机组年利用小时数测算，只有百万机组存在微利，其余30万、60万级机组处于亏损状态。 这意味着，在现行机制下，“十四五”所需的新增煤电机组无法对投资商形成吸引力。 另一方面，存量煤电机组灵活性改造也同样吸引不起电力公司的兴趣。《电力发展“十三五”规划》中提出，“十三五”期间“三北”地区完成煤电机组灵活性改造约2.15亿千瓦。 截至2019年5月，“三北”地区累计完成火电机组灵活性改造5078万千瓦，仅完成规划目标的24%。其中，华北地区煤电灵活性改造完成25%，西北地区完成更少。 业内公认，煤电机组灵活性改造技术不是问题，难题在于捋清其中的利益关系，建立更为科学的利益分配机制。 在当下煤电机组依靠出售上网电量获得收入的模式下，煤电深度调峰机组年利用小时数必然会大幅下降，直接影响企业收益。 以丹麦为例，丹麦的火电利用小时数从调峰前的5000小时下降到了调峰后的2500-3000小时，通过现货市场价格调节，调峰收入仍然确保了其可以获得合理的收益。 中国电力现货市场还在试点阶段。不过东北是国内最早试运行辅助服务市场的地区。 事实上，由于东北地区因调峰辅助服务政策出台早、补偿力度大，企业改造积极性高，试点煤电项目灵活性改造已完成80%。 一名电力行业专家讲了个现实发生的故事。 东北地区经常人为设定机组最小出力，有一台热电联产机组经辽宁核定可以实现最小出力，核定的人觉得技术上没问题，“但是电厂的人，眼泪都下来了，说降不下来，用电低谷期，这个机组出力降到65%”。 后来，东北地区有了调峰辅助服务补偿机制，市场激励手段出现后，这台机组没有做任何改造，在保证供热的情况下，最小出力降到了25%。 张琳认为，煤电灵活性改造，需要建立合理的利益分配机制，保障企业获取合理补偿。相比国外，我国的补偿标准明显偏低。2018年我国辅助服务补偿费用占上网电费总额的0.83%，远低于美国PJM市场的2.5%、英国的8%。 张琳提出三点建议： 一是推行标准化电煤中长期购销合同，合理疏导煤电企业发电成本，保障各方利益。 二是优化调度运行方式，充分发挥各类机组技术特性。百万千瓦、大部分60万千瓦机组能耗低，应尽量带基本负荷，保证电量收益；30万千瓦及以下机组开展灵活性改造参与深度调峰等辅助服务，获得辅助服务补偿。 三是逐步推动补偿政策向市场机制过渡，适时出台容量电价，扩大灵活性交易品种。 事实上，主管部门也已经开始重视煤电机组的经营困境。国家发展改革委10月24日公布《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》，明确从2020年1月1日起，取消煤电价格联动机制，将现行燃煤发电标杆上网电价机制，改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制。 尽管发改委明确2020年暂不上浮上网电价，以确保工商业平均电价只降不升，但电价的上下浮动空间，给了煤电机组通过价格疏导电煤成本压力的可能。 “十四五”期间，新增煤电机组定位调节型电源，为新能源调峰，为系统做备用容量，相关利益分配机制的建立尤为关键。 “问题是钱从哪里来？”一位电力行业专家表示，目前相关利益机制的建立由地方政府牵头推进，但进展并不顺利。 涉及电力调峰的几个当事方，新能源行业面临退补、欠补，经营压力巨大；煤电行业大面积亏损；两次降低工商业电价后，电网也面临经营压力。 多个电力专家表示，新能源带来的绿色清洁的电力，实际由用户享受，理应由用户付费买单。 但现实是，国务院今年又降低10%一般工商业电价，中央政府的政策取向是降电价而非涨电价。 刘世宇认为，现在首要的任务，是为煤电去妖魔化，确立“十四五”发展煤电必要性的共识，“之后自然会有解决方案，没有什么问题是解决不了的。”