自新中国成立以来，特别是改革开放以来，我国电力发展的主要任务是保证社会经济发展所需的电力供应。到“十二五”末期，我国彻底摆脱了长期缺电的被动局面，标志就是燃煤发电利用小时数出现了快速下降。虽然电力系统运行过程中，还有时段性的电力紧张，但从发展的角度看电量的供应能力已经适度超前。“十三五”时期电力发展的重点转向了优化能源结构、发展可再生能源，特别是习近平总书记在第七十五届联合国大会提出了我国要实现碳达峰、碳中和的宏伟目标，确定了“十四五”规划的核心方向。“十四五”规划的第一年，我国新能源装机第一次超过了传统电源装机。在形势大好、繁花似锦之下，2021年下半年，我国出现了由于燃料价格暴涨、超越燃煤发电机组承受能力，导致燃煤发电供应能力下降的情况，进而引发了电力供应的不足。虽然主要是煤炭供应的问题，但是掩盖了另一个更为重要的电力系统发展问题，那就是燃煤机组一旦出现供应能力下降，即燃煤机组可提供的最大功率偏离电力系统最大负荷过多，会造成拉路限电，本质是系统可靠性下降。因此，“十四五”时期的电力发展在应对高比例可再生能源接入的同时，必须研究供需两侧出现的新情况，把重点继续放在保供上，同时寻求市场化保供的机制设计。
供需两侧出现的新情况
从我国电力工业发展的历程来看，由于我国电力工业起步晚，我国的发展策略始终处在“跟随-超越”这样一个过程中。在此过程中，我国的电力工业充分发挥了后发优势，利用我国集中力量办大事的体制优势快速发展，绕开了电力行业技术发展过程中的诸多“陷阱”，节省了大量的“学费”。但是，当我国和世界各国同步作出向“双碳”目标前进的决定时，我国的电力工业就与世界各国站到了同一起跑线上，过去传统电力系统的边界条件出现了颠覆性的变化，同时不再有现成的国际经验可以借鉴。
一是需求侧对于电力供应的可靠性要求在不断提高。目前，需求侧利用电能的比例越来越高，特别是终端能源消费环节推行电能替代政策后，使用电能替代散烧煤、燃油的能源消费方式兴起，如电采暖、地能热泵、工业电锅炉（窑炉）、农业电排灌、电动汽车、靠港船舶使用岸电、机场桥载设备、电蓄能调峰等用户越来越多。电能成为很多用户的单一能源来源，电力供应的可靠性一旦出现问题，对社会经济和民生服务的影响巨大。特别是多年来随着电网供电可靠性的提高，绝大部分用户缺乏应急备用发电装置或应急备用发电装置性能较差，出现停电导致生产生活全面停滞。因此，在可预见的未来，需求侧对电力供应的可靠性下降将持“零容忍”态度，要求持续提高电力供应的可靠性。
二是需求侧的用电曲线呈峰谷差扩大趋势。用电曲线形状与社会经济发展阶段密切相关，如当地主要以原材料生产企业为主，则当地用电曲线多为“峰谷不明显”状态；如当地主要以原材料生产企业和制造业企业为主，则当地用电曲线多呈明显的“单峰单谷”状态；如当地主要以制造业用电为主，第三产业较为发达，则当地用电曲线多呈“双峰双谷”状态；如当地主要以制造业用电为主，第三产业发达，且人民生活水平比较高，则用电曲线呈“三峰三谷四平段”状态。随着我国经济的持续发展、产业结构的不断优化，各地的用电曲线均向峰谷数增加的方向发展。特别要指出的是，随着人民生活水平的提高，我国整体出现了冬季高峰大于夏季高峰、晚高峰大于日高峰的趋势。还要注意到，随着人民生活水平的提高和产业结构不断优化，在电量保持中速或低速增长的同时，最大负荷可能仍将保持高速增长。
三是可再生能源在极端天气中提供的有效容量非常有限。可再生能源不连续性、间歇性的发电特点明显。需要指出的是其为最大负荷服务的有效容量占铭牌容量的比例非常低，即在年度最大负荷出现的时段，10亿千瓦的风电、光伏装机，大概只能提供1亿千瓦左右的电力，在各地电网实际运行中，还出现过年度最大负荷出现时段，风电、光伏装机出力仅达到铭牌出力的千分之几的极端情况。尤其需要说明的是在极端天气（例如拉尼娜现象）出现的情况下，自然气候呈气温降低、天气湿冷、空气静稳状态，除了风电、光伏出力不佳之外，径流水电由于上游融雪不足也会出现出力大幅下降，这会与极端天气出现时，取暖负荷刚性用电快速上升之间产生无法调和的矛盾。
四是“不可控”和“不可调”电源产生了新的变动成本。从目前各地发展的电源类型看，“不可控”和“不可调”的电源比例在增加。“不可控”主要是指发电出力受一次能源限制，无法自主控制的电源，主要包括风电、光伏发电和径流式水电，“不可调”电源主要是指受技术或技术经济特性限制，一般不进行出力调整的电源，或对当地交流电网而言不能调节的通道来电，主要包括核电、高背压热电和通过直流专项工程输送的外来电。上述电源（或通道来电）由于其间歇出力或不能灵活快速调整出力，使其与负荷曲线“多峰多谷”的趋势产生明显冲突，产生了高额的消纳成本（市场化环境下表现为其出力曲线与签约用户的用电曲线形状无法重合），该部分消纳成本可视为上述电源（或通道来电）变动成本的一部分。实际运行过程中，在非市场地区主要表现为调峰费用，在市场地区主要表现为不平衡费用。随着煤电机组容量占比减少、发电利用小时数降低、稳燃出力降低，消纳成本呈快速上升趋势，将快速推高终端电价水平，成为经济上“保供”的困难之一。
供需两侧出现的新情况，给“十四五”期间的电力保供带来新的挑战，既要考虑保供所需的技术，又要考虑保供需要付出的经济代价。
除煤电外其他主流技术
难以满足保供的经济性需要
通俗讲，保供就是在实现“双碳”目标的过程中，要满足用户侧高可靠性供电的需要，这意味着“可靠、绿色、经济”（能源不可能三角）中的两个要素（可靠、绿色）已经固定了下来，那么对于能够满足保供需要的主流技术只需要讨论经济性即可。现有用于新型电力系统保供的技术可分为两类：一类是存储类技术，一类是平衡类技术。
存储类技术的代表技术是电化学储能技术和氢能技术。存储类的技术特点是，使电能产生了“库存”，在电力供应宽松时期，让一部分电能量“离线”，存储起来以备不时之需。不考虑抽水蓄能技术的主要原因是，为了保证连续可靠供电，电力行业需要年度、季度、月度、日、旋转备用五个维度的备用，五个维度的备用缺一不可，否则就会出现相应维度上的可靠性问题，抽水蓄能电站受厂址自然条件限制只能提供满功率6～10小时的放电时长，提供的是日以下的备用服务。电化学储能和氢能技术能够提供五个维度的备用，与火电相比主要是经济性无法接受。
与燃煤电站相比，提供长周期备用服务的氢能经济性非常差。按照50%的发电效率计算，当氢能成本（电解水制氢）为58元/千克时（含一定的输送存储成本，下同），发电成本约为3元/千瓦时，相当于天然气发电成本的5倍；当氢能成本（天然气制氢）为41元/千克时，发电成本约为2.2元/千瓦时，相当于天然气发电成本（0.58元/千瓦时）的3.7倍；如氢能成本降至9元/千克时，大约与天然气发电成本相当。这还没有考虑氢能目前被纳入危险品管理范畴，固定投资中的土地成本呈上升趋势。需要指出的是，氢能再次转化为电，需要通过燃机作为技术手段（燃料电池单位造价超过燃机），即使不考虑氢能生产的固定成本（可以认为氢能主要用于交通使用的燃料电池），使用氢能存储电能的固定成本需要包括燃机的投资，近似可以认为“氢能的经济性=燃气机组+数倍的燃气变动成本”。
与燃煤电站相比，提供长周期备用服务的电化学电池经济性非常差。电化学电池组理论上可以无限扩展（增加电芯数），不受时长限制。按照我国实际出现过的极端天气看，无风（静稳天气）无光（阴雨连绵）的天气最长在一周左右，可以保守按照3天计算电化学电池需要具备的备用容量下限，即电化学电池应当至少能够连续放电72小时，按照目前EPC价格1千瓦时的电化学储能电站造价1100元左右，能够连续72小时放电的电化学电池造价就在1千瓦时7.9万元左右，是目前百万千瓦超超临界机组造价的20倍以上。有观点提出，可以让火电做长周期的备用，让电化学电池做日内的备用，很遗憾能做长周期备用的火电，日内的备用服务水平也很好，其提供备用的能力是全覆盖的，不需要电化学储能“帮忙”（严格说用于调峰调频的抽水蓄能也是如此）。
平衡类技术主要指负荷侧响应（含源网荷储一体化）和火电技术。平衡类技术的特点是依托电网作为平台，按照电力实时平衡的规律，通过各类型电源和用电负荷互相“补台”，实现保供。负荷侧响应类似反向调节的虚拟电源，能够承担与电源相同的备用作用，可以减少系统对备用容量的需求，降低系统运行费用，而且对电力系统频率的控制速度快、效果好。但是需求侧响应的本质还是负荷，用电生产才是其主业，丢了订单相当于丢了市场，长此以往影响企业经营发展，一旦出现威胁其订单的情况，负荷侧响应往往选择不进行动作，转而承担经济责任，丧失了备用的能力。用户侧安装化学电池储能设施提供备用的问题与发电侧采用化学电池储能的问题相同，下面仅讨论不需要安装化学电池储能设施，便能提供需求侧响应的用户。从现有的研究和实践看，负荷响应主要在6个工业领域开展，包括化学品、有色金属、冷藏行业、钢铁、纸张和水处理，一般要求生产工艺中存在无人值守的生产环节，且该环节存在能量密度较大的中间产品，但是由于负荷侧响应容易对生产生活造成较大影响，容量不可能太大（否则产品成本上升过于严重）。必须要看到，负荷侧响应仅仅能在正常的天气情况下发挥作用，因为在极端天气情况下，往往负荷侧刚性的取暖负荷（或制冷负荷）上升的幅度是负荷侧响应能够调节幅度的几倍，2021年1月6日湖南省负荷当中比例最高的就是取暖负荷，占到了用电负荷的一半以上，且价格机制引导的效果很差。至于源网荷储一体化的经济性，实际上由火电等多种电源和各类型用户组成的电力系统本身就是最大规模的源网荷储一体化系统，试想整体优化的效率恐怕是局部优化效率的一倍以上，否则大型电网的规模效益从何而来？
至于燃气机组，主要问题还是国内尚未掌握核心技术，生产维修都需要国外技术支持，这本身就存在一定的安全风险。同时由于世界范围内的煤炭使用减少，更多的国家转向了使用燃气。从目前看，燃气的价格和供应的稳定性并不乐观。英国已经作出未来两年由于燃气供应紧张，电价仍然高涨的预测。综上，可以看出火电在所有保供的技术当中，成本最低、最为可靠。尤其是煤电，由于其可以现场存储，可靠性比燃机发电要高很多。试想，如果我国装机以燃气为主，那么2021年的燃料供应紧张引发的停电可能就是普遍性的大规模停电。
保供需要新机制
保供在经济性的约束下，可行的技术路径主要依靠继续发展煤机，但是这并不意味着否定“双碳”目标，两者恰好是相辅相成的。“双碳”目标实际上是要减少排放总量，总排放量与煤电机组的发电量正相关，与燃煤发电机组的容量无关。煤电机组发电量等于煤电机组利用小时乘以煤电铭牌容量，即要减少煤电机组总排放量，加快降低煤电机组的利用小时数即可，减少煤机电量与减少煤机容量没有直接关系。只要保证利用小时数的降低速度，煤机装机容量适度增加并不意味着会产生比现在更多的碳排放量。利用小时的降低速度由什么因素决定呢？主要由可再生能源发电量的增长速度，这也就是中央反复强调的先立后破，可再生能源发电量每进一步，煤电机组的利用小时数就会降低一定数额，如煤电机组容量持续增长，这个降低速度还将超越可再生能源发电量的增速。随着“双碳”目标的推进，可以肯定地说未来煤机的利用小时数必然无法回到过去计划模式下规划的4000～5000小时/年利用小时数。同时可以预见，煤机利用小时数将出现快速下降，大致达到每五年降低1000小时左右的水平，直至达到年利用1000小时的水平，进入一个缓慢下降的平台期。
在煤电机组利用小时数快速下降的过程中，如果还是要求煤电机组通过电力市场销售电能量为主要生存渠道，且上限价格较低，会出现什么情况呢？从历史经验看，假定燃料价格处于绿色区间，煤电机组商业运营期内，当实际平均利用小时数在5000小时（设计利用小时）左右时，煤电企业效益水平能够保证，并具备滚动发展能力；当实际平均利用小时数在4000小时（偏低利用小时）左右，煤电企业效益水平下降，丧失滚动发展能力，部分煤电企业出现亏损，由于采购劣质煤机组技术性能出现下降；当实际平均利用小时数在3000小时（低利用小时）左右，煤电企业大面积亏损，普遍采购劣质煤，机组技术性能普遍大幅下降，部分机组开始出现资不抵债；当实际平均利用小时数在500～2000小时（极低利用小时），煤电企业生存出现问题，事故概率大大上升，普遍出现资不抵债，进入“死亡螺旋”。云南、四川等地的燃煤机组已经进入了最后一个阶段。
实际上，我国是“双碳”转型与市场化同步开展的国家，欧美国家是在已经完成市场化改革后，进行“双碳”转型，所以在适应“双碳”转型的市场设计上我国仍然有可以直接借鉴的经验。欧美国家开始电力市场化改革已经30年，批发侧电力商品的定价分类也经历了变化。第一阶段是电力现货市场建设初期，批发侧电力商品主要分为电能量和辅助服务两个品种，由于煤电等调节机组是占绝对比例的电量供应商，因此电能量价格能够反映比较充分的全口径成本。第二阶段是随着可再生能源的快速发展，批发侧电力商品主要分为电能量、辅助服务和可靠性（有效容量）三个品种，传统电源和可再生能源都可以出售电能量和辅助服务，有效容量主要由传统电源进行销售（同铭牌容量的传统火电机组和风电、光伏的有效容量相差4～10倍）。由于可再生能源补贴政策的存在，可再生能源变动成本实际上为“负值”，加之可再生能源不能人工控制出力，在现货（电能量）申报时往往按照申报下限报价；由于煤电机组和核电机组难以实现日内启停，煤电机组和核电机组被迫在首段出力上申报与可再生能源相同的价格，形成了低负荷段的低电价、超低电价，甚至是负价，拉低了全时段现货价格水平。“Missing Money”问题（“丢钱”问题）就此出现，即在现货市场环境下，仅依靠电能量价格，部分机组难以回收固定投资，欧美国家都出现过非低碳机组过早退出问题，对电力系统的连续、稳定运行造成了威胁。随着可再生能源比例的上升，原有的可靠性（有效容量）裕度被“吃干榨净”，可靠性（有效容量）资源愈发紧缺，由于市场机制的核心就是通过供需定价，稀缺就要付费，因此可靠性（有效容量）成为了批发侧电力交易的新品种。为了解决这个问题，欧美的电力市场增加了容量成本回收机制。正是由于欧美市场设计了这个可靠性（有效容量）定价机制，才有效保证了其高占比可再生能源电力系统的可靠性，也正是由于这个机制的存在，欧盟28国在最大负荷4.5亿千瓦的情况下，能够保留4.86亿千瓦的火电和核电容量，并使其经营状况良好（依靠出售有效容量）。2021年英国在供应最紧张的时候重启煤电，涉及的煤电机组虽然不参加电能量的销售，但是仍然参加容量市场获得回报，才能在电力系统需要的时候随时启动，保证了英国电力系统供电的可靠性。
由于我国“双碳”转型与市场化“双期叠加”，我国电力市场建设跨越了欧美电力市场建设的第一阶段，直接进入了存在“Missing Money”问题的欧美电力市场建设第二阶段。可再生能源的快速发展，逼迫发电企业在电力现货市场中进行的是时间尺度有限的短期决策，不能考虑全部投入的调整，只能调整变动成本投入。发电企业在现货市场中通常基于自身发电产生的短期边际成本进行短期的产量决策。单纯的电力现货价格会使得边际机组的固定成本缺乏有效的回收渠道，也使其他参与电力现货市场竞争的机组的固定成本回收存在较大的不确定性（计划体制下水电富集大省，火电大面积亏损也是产生了计划体制下的“丢钱”问题）。尤其是在以风、光为代表的可再生能源发电占比不断提高的电力系统中，短期发电边际成本持续降低，固定成本回收的不确定性将增大。“双碳”目标的提出，加速了这一趋势的发展，缺乏固定成本回收机制将使得发电企业对发电容量的投资意愿降低，有可能导致供不应求的局面出现，导致大面积多时段限电问题，“十四五”时期的保供也无从谈起。因此，要明晰的是能源转型会带来终端电价上涨，容量成本回收机制只是这个过程的表现形式。毕竟，经济规律一定在社会经济活动中发挥作用，如果再不考虑煤电机组的容量成本回收机制，2018年《中国电力企业管理》第10期刊载的《电力现货市场设计的问题及方法》一文中预见的“一味强行压制电价上涨（近年的燃料价格剧烈上涨在各地直接交易价格中基本没有体现），结局就是火电企业全面亏损，从火电企业‘无电可发’走向用户‘无电可用’”将逐渐变成现实。
我国可以借鉴的容量成本回收机制主要分为容量市场机制、稀缺定价机制及容量补偿机制三类，相应的典型实践包括英国和美国PJM的容量市场方式、美国得州市场的稀缺电价机制、智利的容量补偿机制，还有德国等介于容量市场和容量补偿机制的战略容量储备机制。三类容量成本回收机制具体操作方式如下：
一是容量市场。简而言之，容量市场就是某一具有公权力的机构预测未来目标年需要的系统有效容量（与最大负荷和合理备用总和对应），各类型机组（含目标年计划投产的各类型机组）均按照“同一类型、同一折算方式”的原则，将铭牌容量折算为有效容量，各类型机组的拥有者（存量）和意向投资者（增量）公平无歧视的竞价，形成目标年的有效容量价格，每个主体有效容量乘以有效容量价格即为目标年容量费用，单个主体目标年容量费用加和后，按照电量或者某种方式向每个用户收取。
二是稀缺电价机制。由于容量市场需要对目标年需要的有效容量进行预估，操作机构的主观性较强，自由裁量权较大，直接影响有效容量的价格，部分电力市场设计者认为这很可能扭曲市场价格，应该采用稀缺电价机制解决。稀缺电价的含义就是，在电力供应紧张（供需曲线最高峰）时段，当电力紧张的量化指标明显（上旋备不足），则通过倍增系数等手段直接将市场成交电价，推至电力现货交易出清上限价水平的电能量价格，以满足发电侧的容量回收需要。
三是容量补偿机制。容量补偿机制与容量市场类似，首先对全部机组的有效容量按照一定方式进行计算；然后将折算出的有效容量加和，最大负荷除以有效容量加和与高峰备用容量之差作为供需系数，每个机组的有效容量乘以供需系数就是有效补偿容量；接着确定单位有效补偿容量的价格，这个价格一般采用现货市场边际机组商业运行期年度应回收投资额确定，在国内这些机组大部分为抽水蓄能机组；最后每台机组有效补偿容量乘以补偿价格即为每台机组当年应获得的容量补偿费，容量补偿费用总额由用户支付，可按照度电或最大容量等方式进行分摊。
以上三种典型容量成本回收机制，最为市场化的就是稀缺电价机制，稀缺电价形成过程中基本没有人为干预。无论是影响成交价格的容量市场需求的提出，还是容量补偿机制的有效容量补偿价格的确定，都需要某一机构主观确定，其准确性和体现市场主体意愿方面，有不同的声音。虽然理论上如此，但是从三种机制在我国近期实施的难度看，稀缺电价机制最难。因为，我国试点省份均有市场份额较大的发电企业，目前监管机构很难辨别发生稀缺电价是由于供需紧张还是出现了容量持留，同时我国用户电力市场化的概念尚不足，很难接受高昂的稀缺电价。
最后需要强调的是，建立容量回收机制的理论基础是新型电力系统之下要为电力系统可靠性（有效容量）商品付费，未来发展煤电机组的技术方向，不应是继续追求大容量、高参数的煤电机组。这是因为按照中央先立后破的要求，立是方向、破是结果，降低总体碳排放量和强度是必由之路，煤电机组长期高负荷运行的时代过去了，煤电不可能依靠发电保证正常经营，煤电将成为“小电量、大容量”的能源生产者，片面追求“小电量”服务的经济性属于“丢了西瓜拣芝麻”。未来新投产煤电的技术指标，应该在“大容量”服务上下功夫，更便宜的频繁启停技术指标、更低成本的快速爬坡能力、更廉价可靠的长周期冷备用能力才是煤电技术未来的发展方向。
