深度丨王志轩：煤电产能到底过剩吗？燃煤电厂“死穴”何在？-北极星火力发电网

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核心提示：能源发展的活动要以价值目标为导向，而不是以方法手段为导向。什么样的能源结构符合价值导向就发展什么样的结构，而不是为了结构调整而结构调整，为了发展某一种能源而不顾其他，也不意味着要新增煤电装机。煤电作为主体电源的角色仍然需要一个较长时期，但将逐步由电量型电源向电量、电力调节型电源转变，为大规模新能源消纳和电力转型提供支持。

(文章来源：能源研究俱乐部节选自《电力决策与舆情参考》2017年7月7日第24期中的《对煤电产能过剩问题的认识》作者：王志轩)

一、基本情况与问题

要深刻认识煤电产能过剩问题，必须要了解中国电力尤其是煤电的实际情况，否则就是“情况不明决心大，心中无数点子多”。

(一)总体情况

截至2016年底，全国发电装机容量达16.5亿千瓦，其中煤电装机9.43亿千瓦，占发电装机总量的57%;全国发电量达6万亿千瓦时，其中煤电发电量约3.9万亿千瓦时，占总发电量的65%。2016年平均年利用小时数为4165小时。初步分析，燃煤电厂加权平均运行年限平均为8年。

技术水平及结构：30万千瓦及以上煤电机组占煤电装机比重达到88.3%，其中100万千瓦级、60万千瓦级、30万千瓦级机组容量占比分别为10.3%、36.4%、41.6%;30万千瓦以下机组容量占比为11.7%。

发电净效率：2016年全国燃煤电厂供电标准煤耗为312克/千瓦时，与2005年相比，降低58克/千瓦时。我国在运百万千瓦超超临界二次再热燃煤发电机组供电煤耗为266.18克/千瓦时，是目前世界上效率最高煤电机组。

污染排放强度：2016年煤电单位发电量二氧化硫、氮氧化物、烟尘等三项污染物排放量分别为0.47克、0.43克和0.09克，达到世界先进水平。虽然发电用煤占煤炭消费量的50%，但对大气环境质量的影响在10%以内。从年排放总量看，三项污染物比排放峰值下降了85%以上，燃煤电厂的大气污染物已不是影响环境质量的主要因素。发电淡水消耗及废水排放指标、固体废物综合利用指标达世界先进水平。

碳排放强度：2016年全国单位火电发电量二氧化碳排放约835克/千瓦时，比2005年下降20.3%。

上网电价：全国燃煤发电平均标杆电价为0.3644(0.26～0.45)元/千瓦时(含脱硫、脱硝和除尘电价)，与水电基本相当(0.2～0.4)、略低于核电(0.43)、明显低于气电(0.48～0.8)、风电(0.4～0.57)、光伏(0.65～0.85)。

以上情况简要体现了中国燃煤电厂规模大、机组大、年青、高效、环保、经济、但二氧化碳排放量大、机组利用率低的主要特点，显然是喜中有忧。

(二)存在的主要问题

一是火电设备年平均利用小时数大幅下降，直接影响了电力资产的投资效益和效率。燃煤电厂一般是按年利用小时为5500作为技术经济评价条件的(尽管这样的条件已经与我国电力发展的情况不相适应)。近几年全国火电设备年利用小时数持续下降，已降到4165小时，为1964年以来最低，加之煤炭价格持续高涨，使煤电企业亏损加剧。截至2017年4月底，全国合规在建煤电项目165个、1.78亿千瓦，未核先建、违规核准、开工手续不全等在建项目3800万千瓦，合计2.16亿千瓦。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。如果这些煤电项目在“十三五”期间投产，则到2020年煤电装机达13亿千瓦，大大超过《电力发展“十三五”规划》11亿千瓦以内的目标。届时煤电机组利用小时数将会进一步大幅降低。当前，根据政府部门要求，“十三五”期间淘汰火电落后产能2000万千瓦，停缓建1.5亿千瓦在建项目，又可能带来一系列质量、安全问题，投资方及相关方的直接经济利益受到影响。

二是大量弃风、弃光问题严重似乎与煤电机组快速增长脱不了干系。截至2016年底，风电装机容量14864万千瓦，占电源总装机的9.0%;当年新增1930万千瓦，同比增长14%，约占全球风电新增装机的43%。太阳能发电装机容量7742万千瓦，占电源总装机的4.7%;当年新增3454万千瓦，同比增长82%，占全球新增装机容量的45%。在风电、光伏快速增长的同时，弃风、充光问题持续严重。2016年全国弃风电量497亿千瓦时，弃风率18%;弃光电量70.4亿千瓦时，弃光率约11%。进一步分析可知，新能源发电消纳的区域性、季节性和时段性特征明显。风电装机主要集中在“三北”地区。2016年底，西北、东北和华北累计风电装机容量占全国风电装机的77%，西北和东北弃风电量占全网的90%;弃光主要发生在西北地区，弃光电量占全网的99%。从弃风、弃光时段来看，约70%的弃风出现在供暖期(10月至次年4月)。主要原因，一是新能源集中地区送出通道规划建设滞后，如2016年“三北”地区新能源装机合计1.63亿千瓦，但电力外送能力只占新能源装机的21%，而且还要承担煤电基地外送任务。同时，规划协调不够、新能源开发速度和布局与市场不匹配、新能源建设周期与电网不同步、利益机制不协调、系统灵活性不足、燃煤机组调峰能力普遍不足等原因。可见，不能简单、笼统地将弃风、弃光与煤电快速增加建立直接因果关系，从而误导解决问题的方向和延误解决问题的时机。

三是高碳电源是燃煤电厂的“死穴”。不论中国燃煤电厂现在如何先进、高效和常规污染物排放低甚至是近零排放，但二氧化碳排放高的特点(缺点)是显而见的。由于新大机组的合理运行年限(不是折旧年限)一般应在30年以上，其碳排放的“锁定”效应明显，机组越新、越大对未来二氧化碳排放控制的压力越大。

利用小时数低的原因非常复杂，首要原因是电力消费增速明显放缓，但发电装机容量仍持续快速增长的结果。电力消费从2010年14.8%的两位数增长，降至2014、2015和2016年的4.1%、1.0%和5%。受2011年“电荒”影响刺激燃煤电厂加快建设、电源项目工期长、企业扩张战略及投资惯性、2014年左右煤炭价格大幅下降煤电收益好，以及一些地方政府以投资拉动经济增长等原因影响，同期电源装机保持较大规模增长，增速分别为8.9%、10.6%和8.2%，其中2015年新增装机规模创历史新高，高于用电增速达到9.6个百分点。

其次，自备燃煤电厂发展迅猛。截至2016年底，全国共有燃煤自备电厂1.15亿千瓦，近两年装机平均增速达15.7%，比统调煤电装机增速高10个百分点，平均发电利用小时数高18%，加之节能环保水平普遍较低、承担的辅助服务任务少，挤占了公用电厂的合理市场。

原标题：独家 | 王志轩：煤电产能到底过剩吗？燃煤电厂”死穴“何在？

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