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“风火相争发电小时数”并非单纯的利益之争

2016-06-14 00:06
Timeless落尘
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  所谓的“风火发电小时数之争”本质上是公共政策问题,在企业利益受损的背后,隐藏着的是全社会的福利与资源损失。

  2015年后的能源市场供需日益呈现出供应过剩的局面。需求不振使得一些固有问题得以充分的暴露,其中“风电与火电争发电小时数”在2016年更加日益显现,使得大部分地区的“弃风”情况更加严重。第一季度,几个风能丰富地区的弃风率高达50%,而火电利用小时数也在下滑,利用率不足的程度越来越大。

  如何打破这种困局,是一个亟需探讨的公共政策问题,需要一个全社会的视角。本文中,笔者首先讨论火电过剩的标准问题,然后阐述为什么将这种“市场份额的争夺”理解为“利益之争”是误导性的视角,说明需要彻底改造“战场指挥官型”的规划范式。更进一步,提供公共政策、特别是定价机制的调整的政策建议。最后,就如何发挥消费者的政策影响力、增强政策的政治可行性提供一些初步讨论。

 

  ▼火电的“过剩”与否和程度需要明确的标准

  ——长期最优结构是选项

  在一个竞争性的电力市场如短期竞价市场中,如果相比缺少弹性的需求、供给负荷偏少(比如在一天中的高峰时段),那么市场价格会大幅度的上涨,如果能够运行的全部机组投入工作还无法满足不可中断的需求,那么价格的上涨会夸张到几十倍到百倍的量级(如果没有监管限价);而到了负荷低谷阶段,价格完全可能跌落到接近于零,在可再生能源份额较大的电力市场中(比如德法奥、丹麦电力市场),负电价的出现也已经是司空见惯的事情,每年存在几十,甚至超过100小时。而如果存在行政限价(这种限价出于政治与社会层面的考虑,一般是存在的,比如是平均电价水平的100倍),那么一个只有电量电价(energy-onlymarket)的市场将永远存在长期的系统充足性问题,因为机组基于边际成本的报价,缺乏足够的高价格来回收“沉没”的固定资本。

  因此,在起作用的短期市场中,供给的不足或者过剩,其表现充其量是电价的上涨或者下跌而已,没有电力供应是松还是紧的必要。而长期,不过是一个又一个的短期而已,短期的价格上涨,会激励新的机组进入市场逐利,而价格的下跌,则会极大的打击新建机组的热情。这属于市场机制设计如何能够激励长期投资与系统充足性的问题。

  这与我国的电力形态具有本质的区别,以至于我们不断在是否会“缺电”与是否会“过剩”的循环中纠结,讨论短期利用率低的现象,并且不加区分的赋予长期的容量含义(过剩了就关机组,缺了就猛上)。

  现在,似乎我们又要开始争论这个问题,只不过问题转到了另外一个方面——电力的潜在过剩。火电机组的平均年利用小时数已经在4500小时上下,也就是满负荷率降到了50%左右。我国电力系统中,大用户直购正在推进、尚在长期用电层面,而“电力库”类型的短期市场尚未建立。电力价格很大程度上仍由行政指令制定,其变化由行政命令触发。缺少了价格的角色,如何判断过剩还是不过剩?这显然需要明确的、合理的判断依据与标准。

  最优的电源结构是一个可能的长期标准。电力系统的一个基本的特征就是需求一直在波动,存在明显的高峰与低谷,并且不方便大规模储存与运输。这种波动性意味着系统的负荷在随时变化,必然有部分(甚至大部分)机组在较多的时间内处于低于铭牌出力的状态。从持续负荷曲线看,可以根据利用小时数适当离散化,分为基荷、腰荷以及峰荷,体现系统的波动程度。基荷可以有大于7000小时的利用率,适合一些低可变成本的机组(比如水电、核电),而峰荷的利用率通常只有几百小时,一些小的、单位千瓦投资低的机组就有优势了,平摊到利用小时的成本要大大低于一些大容量、资产密集型机组。这种满足峰荷的机组,其能源效率将变得无关紧要。不同机组具有不同的长期平均(边际)发电成本,从最低的水电,到最贵的光伏乃至一些其他的先进技术发电(比如燃料电池),以及不同的可变与固定成本的构成。

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