煤电“十四五”命途 仍是中国电力供应的绝对主体能源

煤电增量几何？

“十四五”期间煤电以调峰角色为主，有无可能通过增加现有煤电机组灵活性来提升调峰资源，而不必新增煤电机组？

“如果说煤电不发展，我是坚决反对的。” 刘世宇说，从电力系统运行角度看，煤电在十四五期间肯定要有增量。

另外，由于电力是一个资金密集型、长周期行业，配套“十三五”核准的西电东送重要输电通道的煤电项目，实际已经陆陆续续开工；还有一些涉及民生供暖的热电联产机组，也已经核准开工。

这意味着“十四五”煤电将形成增量已正在进行的事实。

中电联围绕电力中长期发展，联合有关电网公司、发电企业开展了一系列研究。中电联《“十四五”及中长期电力需求预测》提出，中国电力需求还处于较长时间增长期，但增速逐渐放缓。

预计2020年、2025年我国全社会用电量分别为7.6万亿、9.5万亿千瓦时，“十三五”、“十四五”期间年均增速分别为5.9%、4.5%；2030年、2035年我国全社会用电量分别为10.5-1.2万亿、11.5-12.4万亿千瓦时，“十五五”、“十六五”期间年均增速分别为2.1%-3.4%、1.7%-2.2%。

“十四五”期间，煤电的发展空间要从电量平衡和电力平衡两个层面看，既要满足电量平衡又要满足电力平衡。

从电量平衡看，目前煤电利用小时数仅为4300小时左右，而煤电机组本身的利用小时数完全可以达到5500小时以上，按照目前已建在建的11亿千瓦煤电测算，至少可以增加1.3万亿千瓦时，考虑其他类型电源增加的发电量，“十四五”期间煤电几乎没有建设空间。

从电力平衡看，由于新能源发电有效容量低，在用户需要用电的时候，可能出现没有风、没有光的情况，新能源就没有出力。以2018年的运行数据为例，用电高峰时段一般是晚上6-9点，风电能够参加电力平衡的容量不到装机的10%，光伏基本是零。因此，为满足电力平衡要求，需要建设一定规模的煤电装机来“托底保供”，即在控制新能源合理弃风弃光的前提下，供给侧最大限度地发展可再生能源、优先利用可再生能源，消费侧合理消减尖峰负荷，在此基础上，电力缺额部分由煤电来保障供应。

中电联行业发展与环境资源部副主任张琳表示，“十四五”期间，中国至少需要新增1. 5亿千瓦煤电装机。

目前，新能源占总装机比重为18.6%，抽蓄、气电等灵活调节电源占总装机的比重仅为5.9%；中电联预计，相比于2018年，2025年我国新能源占总装机比重将提高6个百分点，而灵活调节电源比重仅提高3.5个百分点。

中电联报告显示，随着新能源快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，煤电机组将更多承担系统调峰、调频、调压和备用功能。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。

“十四五”期间，新增煤电装机将更多扮演承担电力系统中调节型电源的角色。相比之下，其他调节能源难担系统调节重任。

中电联报告还进一步指出，截止2018年底，中国抽水蓄能电站总装机2999万千瓦。预计“十四五”末抽水蓄能装机约8000万千瓦；天然气发电方面，截止2018年底，全国气电装机8375万千瓦，但由于中国天然气资源不足，对外依存度达45.3%，而且天然气发电成本高，度电燃料成本约0.50元，现有的气电70%以上是热电联产项目，调节能力有限。中电联乐观估计“十四五”末气电装机约1.8亿千瓦。储能电站目前受安全性、经济性等因素制约，尚未达到大规模商业化应用条件。

另外，为提高系统调节能力，对现有煤电机组进行灵活性改造，也是一个现实的选择。

破解新能源消纳难题，涉及电源、电网、用户、政策、技术等多个方面，需要多措并举。

张琳认为，丹麦新能源负电价政策在解决新能源消纳方面具有借鉴意义，但这是在丹麦电力系统具备充足调节能力的前置条件下，通过价格杠杆，选择最具性价比的调节资源。

“中国调节资源严重不足。”张琳说，煤电机组的灵活性改造，是基于中国国情的现实选择，解决的是调节资源有无的问题。

重建收益机制

“十四五”期间，中国需要发展一定的煤电来保证电力系统的安全运行，但另一个问题是，还有没有公司愿意投资煤电？

煤电已经不再是一门好生意。煤电目前绝对主导的收益机制，仍然是通过上网售卖电量作为收入来源，煤价不变条件下，上网电量高、电价涨则收入涨，反之则收入下降。

但煤电的设备利用小时数离设计值的5500小时还有相当距离。中电联数据显示，2018年，6000千瓦及以上火电机组设备利用小时为4378小时，2017年则为4219小时。

刘世宇预计，由于煤电的系统作用和定位逐步发生变化，2025年前后煤电设备利用小时数能保持在4300小时以上，到4500小时左右，各地区有差异，可能回不到前一个发展阶段5000以上的设备利用小时数。

设备利用小时数不达设计值，同时，原本为平衡市场煤的煤电联动机制（2020年取消煤电联动）失效，导致煤电机组无法疏导原料煤涨价的成本压力，煤电厂大面积亏损。

来自中电联的报告指出，截止2018年10月底，燃煤发电企业平均亏损面达58.94%，前三季度亏损额达282亿元。按照当前电煤价格、标杆电价和机组年利用小时数测算，只有百万机组存在微利，其余30万、60万级机组处于亏损状态。

这意味着，在现行机制下，“十四五”所需的新增煤电机组无法对投资商形成吸引力。

另一方面，存量煤电机组灵活性改造也同样吸引不起电力公司的兴趣。《电力发展“十三五”规划》中提出，“十三五”期间“三北”地区完成煤电机组灵活性改造约2.15亿千瓦。

截至2019年5月，“三北”地区累计完成火电机组灵活性改造5078万千瓦，仅完成规划目标的24%。其中，华北地区煤电灵活性改造完成25%，西北地区完成更少。

业内公认，煤电机组灵活性改造技术不是问题，难题在于捋清其中的利益关系，建立更为科学的利益分配机制。

在当下煤电机组依靠出售上网电量获得收入的模式下，煤电深度调峰机组年利用小时数必然会大幅下降，直接影响企业收益。

以丹麦为例，丹麦的火电利用小时数从调峰前的5000小时下降到了调峰后的2500-3000小时，通过现货市场价格调节，调峰收入仍然确保了其可以获得合理的收益。

中国电力现货市场还在试点阶段。不过东北是国内最早试运行辅助服务市场的地区。

事实上，由于东北地区因调峰辅助服务政策出台早、补偿力度大，企业改造积极性高，试点煤电项目灵活性改造已完成80%。

一名电力行业专家讲了个现实发生的故事。

东北地区经常人为设定机组最小出力，有一台热电联产机组经辽宁核定可以实现最小出力，核定的人觉得技术上没问题，“但是电厂的人，眼泪都下来了，说降不下来，用电低谷期，这个机组出力降到65%”。

后来，东北地区有了调峰辅助服务补偿机制，市场激励手段出现后，这台机组没有做任何改造，在保证供热的情况下，最小出力降到了25%。

张琳认为，煤电灵活性改造，需要建立合理的利益分配机制，保障企业获取合理补偿。相比国外，我国的补偿标准明显偏低。2018年我国辅助服务补偿费用占上网电费总额的0.83%，远低于美国PJM市场的2.5%、英国的8%。

张琳提出三点建议：

一是推行标准化电煤中长期购销合同，合理疏导煤电企业发电成本，保障各方利益。

二是优化调度运行方式，充分发挥各类机组技术特性。百万千瓦、大部分60万千瓦机组能耗低，应尽量带基本负荷，保证电量收益；30万千瓦及以下机组开展灵活性改造参与深度调峰等辅助服务，获得辅助服务补偿。

三是逐步推动补偿政策向市场机制过渡，适时出台容量电价，扩大灵活性交易品种。

事实上，主管部门也已经开始重视煤电机组的经营困境。国家发展改革委10月24日公布《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》，明确从2020年1月1日起，取消煤电价格联动机制，将现行燃煤发电标杆上网电价机制，改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制。

尽管发改委明确2020年暂不上浮上网电价，以确保工商业平均电价只降不升，但电价的上下浮动空间，给了煤电机组通过价格疏导电煤成本压力的可能。

“十四五”期间，新增煤电机组定位调节型电源，为新能源调峰，为系统做备用容量，相关利益分配机制的建立尤为关键。

“问题是钱从哪里来？”一位电力行业专家表示，目前相关利益机制的建立由地方政府牵头推进，但进展并不顺利。

涉及电力调峰的几个当事方，新能源行业面临退补、欠补，经营压力巨大；煤电行业大面积亏损；两次降低工商业电价后，电网也面临经营压力。

多个电力专家表示，新能源带来的绿色清洁的电力，实际由用户享受，理应由用户付费买单。

但现实是，国务院今年又降低10%一般工商业电价，中央政府的政策取向是降电价而非涨电价。

刘世宇认为，现在首要的任务，是为煤电去妖魔化，确立“十四五”发展煤电必要性的共识，“之后自然会有解决方案，没有什么问题是解决不了的。”