煤电与可再生能源：互补还是替代？

文 | 张树伟

作者系卓尔德环境研究（北京）中心主任兼首席经济师

新兴的可再生能源与仍占据主体地位的煤电之间是互补还是替代关系呢？这并不是一个容易达成一致的问题。

在市场商品体系中，不同类型的技术与产品是互补关系还是替代关系是一个有趣的话题。微观经济学上，互补性的商品往往是“配套的”，一个的需求增加（减少）也会增加（减少）另外一个商品的需求；而替代性的商品往往具有相同或者类似的功用，一种商品的增加往往会减少另外一种商品的需求，反之则反。

那么，在我国，新兴的可再生能源与仍占据主体地位的煤电之间是互补还是替代关系呢？这并不是一个容易达成一致的问题。

一方面，我国很多公共问题的讨论存在计划思维与市场思维方式的混杂，现实运行更是因严重缺乏时间与空间一致性标准，充满着更有权力者的自由量裁。在市场竞争年度电量（kWh）的视角，可再生能源多发一度电，煤电就得少发一度电（如果其他条件相同），那么显然二者是替代关系，从小时间尺度来讲（比如15分钟），同样风电上去了，煤电就需要（以及应该）向下调节以保持系统平衡，这是个基本的市场份额问题；但如果是计划视角，可再生与化石能源共同满足了给定的需求，“系统规划者”安排二者的角色互相配合，那么显然二者是“互补”关系，这是电力系统各种文件报告所谓“协调”、“统筹”等词有高频率使用的基本原因。

另一方面，电力系统存储仍旧困难，需要实时平衡的特点在物理上也区别于普通商品。可再生能源间歇性与不确定性的特点，使其他机组虽然利用的必要性越来越低，但仍旧是系统平衡所需要的。在极端情况下，比如无风或无太阳的情况下，保证系统需求仍旧是可以满足的。从长期看，系统的电源结构必然是多元化的。即使从市场竞争视角，在某些电力产品市场（比如平衡市场），二者还有可能构成需求方（产生平衡误差）与供给（提供平衡资源）的关系，显然也会成为互补关系。

煤电与可再生能源的关系在不同的时间、空间情况下存在各种特定的可能，这些在其他国家都可以找到很好的例子来说明。如果一种电源进入系统，提升了另外一种电源的价值，那么他们可能很大程度是互补的，反之则可能在大部分情况下是替代的。在这个问题上，我国的特色往往在于一种将连续问题二值化，将有限价值无限化的思维方式——“讲个优点，评劳模”；“讲个缺点，就可以踏上一万只脚”，将电源的竞争与互补关系一成不变“定位化”，成为一个常数，而不随空间时间充分变化。

比如涉及不同电源优缺点的问题。从价值的视角，任何一种电源往往都具有三种价值：经济价值、环境价值和安全价值。

煤电往往强调其“稳定、可控”的特点与主体地位，从而显示对可再生能源的优势；可再生能源强调其“清洁、绿色”的特点，从而显示对煤电的优越感。两方的拥趸都从来不试图讨论其价值存在是否足够大乃至无穷，是否在另外一种价值上出现短板而抵消了部分甚至全部其他优势，从而无法充分论证其发展的必要性甚至是必然性。

本文中，我们基于这一价值体系框架作为参考基准，分析我国能源体制与文化中的特色互补与替代的问题。

可再生能源与煤电——直接的竞争关系

在各个时间尺度上，要满足需求，保持系统的平衡，能量市场（在欧美竞争性市场往往占整个电力市场的95%以上）上可再生能源出力每多一度，意味着其他机组就少一度。在我国，仍旧有约70%的电力来自于煤电。可以预见，如果实施市场化的调度机制，煤电将在大部分时间成为边际机组，可再生能源进入市场，会将边际煤电推出市场，从而二者构成“头对头、脚对脚”的直接竞争关系。

欧洲与美国的案例可以提供这方面充分的证明。在2012-2016年的5年间，英国的煤电比重下降了35%，排放下降了一半。下降的份额被天然气、风电与光伏所占据；美国过去10年煤电比重下降了20%，排放下降了10%。煤电的份额被更多的天然气与风光所替代。

如果说英国的快速下降是碳定价与最小定价的主要贡献，那么美国无疑其气候政策在倒推，其煤炭比重的下降完全是市场机制自动发挥作用。

若有足够的需求增长，竞争关系是否还存在

美国与英国的案例无疑都是需求已经饱和很多年，几乎无总量增长情况下的结果。但是如果我国年电力总量还保持5%左右甚至更高的增长，那么这种竞争是否会缓解乃至不存在？

答案无疑是否定的，因为负荷曲线以及可再生能源出力曲线的形状的关系。可再生能源进入系统，无疑带给系统很多结构性的变化，比如光伏多了，传统高峰负荷可能变成低谷，即使有电量需求的增长。这种结构性变化带给煤电的影响，是规模扩张所无法抵消的。

即使需求曲线形状不变化的保持高速增长，可再生能源的接入仍旧要持续的改变剩余需求曲线的形状，从而对其他机组形成替代，需求的增长需要新的机组以满足高峰负荷（这往往应该是天然气机组的角色），而煤电的利用率会持续下降。因此，可再生能源对煤电的替代，从零开始就是“存量”的结构性替代，这一关系并不会因需求增长就不存在，更不存在可再生能源进入系统，是先增量、后存量一说。

中国式“打捆” 外送——互补关系

尽管需求永远不是一条直线，但是在目前大量“点对点”、“点对网”送电中，把不同波动特性的电源捆绑成一条直线外送成为了基本选择。所谓的“100%的风电，还是配上50%、乃至95%的煤电”。这种情况下，可再生能源与煤电高度互补，称为配套电源。越来越多的可再生能源产生了越来越多的煤电需求，从而产生对越来越大的电网传输容量（与尖峰外送匹配）的需求。这俨然已经成为一种正向反馈，互相加强的“庞氏骗局”。

这一格局中最大的输家，无疑是东部地区的受电省份，放着自己已经建成的低成本与零成本机组不利用，却去利用存在明显输电成本的外来电，有时还要承受“不接受清洁外来电”的道德指责。

将这种“新增电源——长距离外送——僵直消化”方式彻底扫进历史的垃圾堆，已经成为2020年前，以及十四五规划中无可回避的基本任务。

煤电提供辅助服务，二者便不是竞争关系？

可再生能源属于不可控电源，因此在提供系统辅助服务（比如向上调峰）上必然受到限制。系统要保持平衡，调度体系必须具有可控电源的部分资源以平衡系统的偏差。这是竞争性市场的基本范式。但是，即使提供服务，这种服务的价值也是有限而不是无限的，不需要在道义层面上“评劳模”。

当然，在我国调度仍旧是整个体系的指挥官，整个的系统平衡范式仍旧是低分辨率、高度自由量裁的。各个机组更像是调度的儿子或者战士，而不是彼此平等的市场参与者。所谓参与者的“平衡责任”，也因为权利全部上交没有了相应的义务（发多少电在小的时间尺度都不需要机组做主）。这方面的本质性改变，特别是对应于系统成本最小化的，有足够时间分辨率的经济调度原则的采用，成为下一步电力体制改革的重中之重。

煤电内部是互补还是替代？

9月底，国务院发文正式废除了存在15年，早已经不反应煤电发电成本的分省标杆电价体系，改为“基准价+上下浮动”的市场化机制。基准价按各地现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%。新的电价由发电企业、售电公司、电力用户等通过协商或竞价确定。

协商与竞价如何开展，如何获得市场份额，变成了各个市场主体发挥主观能动性的事情，无疑也将强化煤电内部的竞争关系。与此同时，这也面临着信息不对称与市场流动性的问题，并不是说打破了旧的新的就可以自动建立起来。这有赖于政府的牵线搭桥，以及市场主体数量与能力的大幅提升。

事实上，煤电企业并非铜板一块。有些市场开发的好，份额更大了，即使价格下降了，利润可能更大；有些效率低的，发一度亏一度的，本来就没啥发电量，也不会受影响，属于僵尸企业；新的机组，如果没有大的市场份额，面临大的还贷压力，可能有资金断裂的风险，这是经济意义上定义的“落后产能”；而有些小机组，虽然效率低一些，但是靠近用户，节省输电费用，还能赚到足够的利润。煤电内部是高度非均一的，情况各有不同。

不能把煤炭行业当成一个人，做“拟人化”理解，具有“人格化”的脾气，这个很难有任何含义。煤电过去是主体，现在也是主体，未来取决于环境、经济与安全约束，“拟人化”的摆老资格从逻辑上无法证明未来保持主体地位。

与此同时，近期能源主管部门发布了《关于下达2019年煤电行业淘汰落后产能目标任务的通知》，要求各地确定“关停”名单，30万千瓦以上的都有可能被认定为“燃煤小热电”。这仍旧是一种“不上谈判桌，就上饭桌上的菜单”的安排。小机组并不是落后产能，期待看到主要的市场主体争取上谈判桌，而不是饭桌。

储能如何改变可再生能源与煤电的替代关系？

在竞争性市场中，储能越来越多的加入进来，以价格套利、提供辅助服务、缓解电网阻塞等方式帮助改善系统的性能，转移负荷，提高系统的安全程度。无论如何，所谓“平滑机组出力”均不是其目的，这（应该）是一个互联电力系统的基本功能。现实中，往往存在其他众多的更合适、更便宜的选择。

在这样的系统中，如果可再生能源比重不大，储能往往是低谷充电（往往是煤电边际机组的时候），而在高峰放电（天然气是边际机组的时候），这相当于用煤电去替代天然气发电，从而储能的加入在大部分情况下都将增加系统的排放。至于总的系统成本，增加与减少的情况都存在。如果可再生能源比重非常大，那么其作为边际机组的情况会变得更加频繁，储能的减排性将得到更好的确认。

相比没有储能的情况，可再生能源与煤电的替代在可再生能源份额低的情况下有所缓和，储能抵消了部分可再生能源对传统能源的替代；但是可再生能源份额高了，储能的加入会进一步减弱煤电的份额，将煤电推出开机组合。

在国内，情况可能完全不同。截至2018年6月底，全国投运电化学储能项目累计装机533MW，用户侧占50%，发电侧与电网领域占35%与15%。这其中，70%是锂离子电池。这些储能的目的完全不是缓解电网阻塞等，而是平衡一些机组的出力。这本来应该是一个互联电网最基本的功能。

笔者在2016年曾提到，储能应用需要避免一种错误的组合——缺乏波动性定价的市场、对储能放电单独补贴、补贴通过消费者消化、何时放电由调度决定。而这句话对于我国改革中的电力系统仍旧有效。在目前的调度体系下，储能跟普通发电电源并无区别。所谓系统级储能的上马则是“泡沫”。只有发电，才能回收固定资本，缺乏商业模式。这种情况下，储能越大，可再生能源与煤电的竞争程度会不变或者更加激烈，因为他们都是“发电”目的，并且存在电到电转化的效率损失。

从满足消费者电力需求的角度，可再生能源与煤电二者应该是充分替代与竞争的。这一规范性表达要成为现实，系于市场机制，特别是更短、更快市场的建设与发挥作用。可再生能源接入引发的系统平衡灵活性增加的需求，也不是新增煤电的角色，而是新增天然气与已建成煤电（特别是小机组）发挥作用的空间。这也不是煤电的功劳，而是可再生能源应得的市场份额。可再生能源优先调度，是系统成本最小化的要求。

即使传统的煤电发挥这种角色与作用，也不意味着与可再生能源的协调或者互补。这种作用的收益——整个系统的平衡、安全，是消费者的福利。可再生能源如果从破坏这种平衡获得了足够的“惩罚”，比如支付不平衡罚金（双边市场中承诺出力与实际出力的差别），那么也并不需要额外的进一步惩罚。这是法律上“刑罚对应、刑罚适当”的基本含义。

在新的十四五规划中，需要明确的区分经济还是政治问题，取消各种不具有时间空间稳定性的抽象“定位”。煤电内部需要充分竞争起来。煤电整体亏损、煤电历史贡献大能够说明的只是过去与现状，而不是未来。这方面，对煤电行业的整体性“拟人化”理解，往往是缺乏任何含义的。煤电承担辅助服务对可再生能源业毫无财务结算等方面的含义。