中电联张琳：严控规模 推动煤电有序灵活高效发展

一、煤电逐步由电量型电源向电量和电力调节型电源转变

经过多年的努力，我国煤电行业取得了长足进步，煤电装机容量世界第一，单机效率、污染物控制达到世界先进水平，为保障电力供应，支撑经济社会发展作出了巨大贡献。

（来源：微信公众号“能源研究俱乐部”  ID：nyqbyj  作者：中电联行业发展与环境资源部副主任 张琳）

长期以来，煤电装机都是我国主体电源。截至2018年底，我国煤电装机10.1亿千瓦，占发电装机总量的53%。煤电发电量约4.45万亿千瓦时，占总发电量的64%。煤电装机结构不断优化，我国煤电装机以大容量、高参数、节能环保型机组为主，30万千瓦及以上机组占煤电装机比重已达到88.3%。燃煤发电减排技术处于世界先进行列，目前，我国燃煤电厂平均除尘效率达到99.9%以上，单位火电发电量二氧化硫排放量达到0.20克，优于美国、欧盟水平，单位火电发电量氮氧化物排放量降至0.19克，单位火电发电量烟尘排放量降至0.04克，处于世界先进水平。电力行业消费五成煤炭的体量，但在全国大气污染物排放总量中占比不到一成。燃煤发电效率大幅提升，2018年全国6000kW以上火电平均供电标准煤耗为308克/千瓦时，与2005年相比，降低62克/千瓦时，降幅达17%。燃煤发电经济性优势明显，目前，全国燃煤发电平均标杆电价为0.3644元/千瓦时（含脱硫、脱硝和除尘电价），其中西北北部煤电基地平均标杆电价仅为0.2918元/千瓦时。全国煤电平均标杆电价与水电基本相当，低于气电、核电，相比于目前风电、光伏的电价也具有明显优势，是长期支撑我国低电价水平的重要因素。

煤电在系统中的定位将逐步由电量型电源向电量和电力调节型电源转变。随着新能源加速发展和用电特性变化，系统对灵活性电源需求将不断提高，煤电机组将更多地承担系统调峰、调频、调压和备用功能。一方面，风电、太阳能发电具有随机性、间歇性和不稳定性特点，有效容量低，在参与电力平衡时有效容量通常只有装机容量的5%～10%，难以保障实时用电的要求；另一方面，随着国家产业结构调整步伐加快，第三产业和居民用电比例逐步上升，使得系统峰谷差不断加大，电网最大峰谷差接近甚至超过最大用电负荷的40%，导致系统面临的调节压力日益增大。我国具有调节能力的水电站少，气电占比低，即使相比于电化学储能装置，煤电仍然是当前最经济可靠的调节电源，煤电市场定位将由传统的提供电力、电量的主体电源，逐步转变为提供可靠容量、电量和灵活性调节型电源。

二、防范和化解煤电过剩产能，注重阶段性、地区性特点

“十三五”初期，煤电产能过剩问题逐步凸显。随着我国经济发展进入新常态，全社会用电量增速曾一度放缓，煤电利用小时数大幅下滑，加之当时煤电在建规模较大，出现了产能过剩问题。2010~2013年全社会用电量年均增速8.4%，但是在2014~2016年年均增速下降到3.6%，其中2015年用电增速仅为1%，用电增速下降明显，当时煤电设备利用小时4200多小时，明显低于5500小时的经济小时数，而且到2017年全国纳入规划及核准在建的煤电项目总规模达3.5亿千瓦。煤电产能过剩风险得到了有效防范和化解。从2016年4月开始，国家能源局出台促进煤电有序发展的系列政策。2016年以来，全国新增煤电装机约6342万千瓦，每年平均新增2114万千瓦，不到“十二五”期间年均新增煤电装机的一半，煤电新增装机得到有效控制。煤电去产能应注重电力供需的阶段性、地区性特点。2018年，我国全社会用电量6.84亿千瓦时，同比增长8.5%，全国电力供需基本平衡，13个省（区）出现有序用电情况，电力供应紧张的地区有：华北区域河北南部、京津唐和山东，东北区域辽宁，华东区域江苏、浙江、安徽，华中区域江西、湖南、湖北和河南，以及南方区域广东。通过近几年用电增长，部分地区煤电产能过剩问题得到化解，东中部地区还可能出现电力供应紧张的情况。

三、遵照法律法规及政策要求，区别对待煤电机组退役

近年来，各省（区、市）关停淘汰落后燃煤机组的力度加大，一批服役期满、产能落后的中小型煤电机组加速淘汰出局。关于煤电机组退役，我们要从两个方面来看。

一是严肃法规政策要求，坚决淘汰关停不达标的煤电机组，但淘汰关停不达标的煤电机组潜力并不大。2007年以来，国家实施“上大压小”政策，已累计关停小火电1.1亿千瓦左右。目前30万千瓦以下机组约1.4亿千瓦，其中自备机组7000万千瓦，占50%。这些小机组大部分是热电联产，有的是煤矸石、工业锅炉余温余压综合利用项目，在满足环保、能耗等要求下是不应该关停的。还有一些机组地处边远地区，普遍存在职工人数多、分流安置困难大等问题。关停小煤电机组要加以甄别、区别对待，严格执行环保、能耗、安全、技术等法律法规标准和产业政策要求，依法依规淘汰关停不符合要求的 30 万千瓦以下煤电机组（含燃煤自备机组）。

二是煤电机组要有合理的寿命期，控制煤炭消费总量，应重点控制散煤及其他行业用煤，不宜考虑煤电机组提前退役。现役煤电机组多为2000年以后投运，2019年，中国煤电机组年龄约为14岁，相比美国等发达国家煤电机组寿命50~60岁，我国的煤电机组相当于青壮年时期。截至2018年底，全国累计完成煤电超低排放改造8.1亿千瓦以上，累计完成节能改造超过6亿千瓦，公用系统煤电机组均能达标运行。煤炭清洁、高效、经济、便捷的最好利用方式是转换为电力。燃煤电厂具有高效燃烧、集中治理等优势，发电是煤炭清洁、高效、经济、便捷的利用方式已成为世界各国共识。我国电煤占煤炭消费比重多年来一直在50%左右，远低于国外发达国家甚至是世界平均水平，如欧盟81.7%、德国85.7%、英国82.1%、美国92.8%，世界平均比例约78%，我国应进一步提高电煤占煤炭消费比重。

四、完善煤电定价机制，考虑煤电成本及合理收益

受煤价、电源结构、用电特性等因素影响，煤电行业经营压力依然很大。关于煤电价格，我们从两方面来看。

一是煤炭价格持续高位，导致煤电企业亏损严重。2018年，全国煤电企业亏损面达到44%，部分大型发电集团煤电和供热板块持续整体亏损。根据中国电煤采购价格指数CECI显示，5500大卡煤价波动区间为571~635元/吨，超过《关于平抑煤炭市场价格异常波动的备忘录》中的绿色区间上限。初步测算，2018年全国发电行业因电煤价格上涨导致电煤采购成本同比提高500亿元左右，高位煤价是当前煤电行业大面积亏损的关键原因。

二是电价定价机制滞后，煤电电价难以覆盖煤电全部成本和取得合理收益。当前，煤电机组主要通过标杆电价回收成本和取得利润，而煤电标杆电价多是按煤电利用小时数5000~5500小时确定的，由于煤电在系统中的作用已经发生变化，煤电合理利用小时数明显下降。有人说这是煤电产能过剩造成的，其实这是不准确的。随着电源结构和用电特性变化，煤电机组更多地提供系统备用、调峰、调频、电压调节等服务，平衡新能源出力，为新能源发电“让路”，煤电利用小时数总体上呈下降趋势。从电网运行实际看，去年江苏、山东、辽宁已经出现拉限电情况，已经不是煤电过剩的问题，但煤电的利用小时数仅为4576小时、4707小时和4199小时，远未到煤电经济合理利用小时数。近年，部分地区虽然出台了煤电辅助服务补偿办法，但基本是按照煤电灵活性改造成本进行补贴，难以覆盖煤电全部成本，特别是少发电量带来的损失。

五、以规划为引领，合理控制新增规模，推动煤电有序清洁灵活高效发展

我国电力需求还将经过较长的增长期。我们预计2020年，全社会用电量达7.6万亿千瓦时左右，用电年均增速为5.9%，我们预测2030年全社会用电量将达到10.5万亿千瓦时，2020~2030年年均增速3.0%。通过电力电量平衡计算，预计2030年，全国总装机33亿千瓦，其中风电5.0亿千瓦、太阳能发电5.0亿千瓦、水电5.6亿千瓦、核电1.37亿千瓦、气电2.35亿千瓦，非化石能源发电总装机17.0亿千瓦，占比为51%。为保障电力安全供应，煤电装机可能接近13亿千瓦，有一定的发展空间。2019年3月，国家能源局发布2022年煤电规划建设风险预警的通知（国能发电力〔2019〕31号），有21个省（区）为绿色地区，需要安排煤电项目。这个通知也印证了煤电仍然有一定的发展空间。

虽然煤电清洁化利用水平很高，减排技术处于世界先进行列，但是碳排放问题始终是过不去的梗，煤电发展需要进行总量控制，在最大限度发展清洁能源的基础上，为保障电力供应安全，有序发展煤电，争取提前达峰。

（一）要以安全为基础，需求为导向，规划为引领，控制总量、用好存量，推动煤电行业健康发展

在总量上，考虑未来用电增长呈现前高后低的趋势，“十四五”初期可按照每年新增2500万千瓦左右建设。在布局上，一是优先考虑煤电一体化项目。建设煤电一体化项目，可以有效解决煤炭与电力协调发展的问题。二是优先考虑发挥已建特高压跨区输电通道作用。有序推进西部北部煤电基地集约开发，提高输电效率。三是采取等容量置换措施建设东中部煤电项目。东中部地区资源相对匮乏，可通过煤炭消费总量和污染物排放总量等指标交易或置换方式，安排煤电项目。

（二）继续推进煤电灵活性改造，着力补齐发展短板，全面提升电力系统调峰和新能源消纳能力

解决新能源消纳问题，需要加强系统灵活性建设。需要大力发展抽水蓄能电站，强化大容量、高效率、低成本、长寿命储能技术研发和推广应用。考虑抽水蓄能电站资源、建设工期和现阶段储能技术水平，实施煤电灵活性改造仍然是提高系统调节能力的现实选择。煤电灵活性改造要按照分地区、分机组容量有序实施。对于新能源消纳困难的“三北”地区、限制核电出力的广西、福建、辽宁，30万千瓦及以下、部分60万千瓦煤电机组进行灵活性改造，100万千瓦、部分60万千瓦机组作为基荷电源，更好地发挥大容量、高参数机组能效作用。

（三）完善煤电定价机制和辅助服务补偿机制，合理疏导煤电企业发电成本

当前，煤电标杆电价定价边界条件和煤电在系统中的作用已经发生深刻变化，煤电的燃料成本明显上升，煤电合理利用小时数明显下降，结合电力市场建设的推进，完善煤电电价定价机制。尽快建立和完善煤电机组调峰、调频、备用等辅助服务补偿机制，扩大辅助服务市场试点范围，加快辅助服务市场建设，提高煤电企业参与辅助服务的积极性。尽快引导电煤价格下调至绿色区间，并启动煤电联动机制，有效疏导当前持续高位的燃料成本。

原文首发于《电力决策与舆情参考》2019年6月7日第21期