建言 | “十四五”电力规划与煤电定位转型研究

表2 全国区域划分及特征定位

（二）煤电转型路径

煤电功能定位调整涉及整体行业体制机制，势必会造成行业“阵痛”，但在内外困境的迫使下，尽早做出调整、避免更大风险的出现是促进煤电高质量发展的必然选择。煤电定位调整的转型路径可以概括为以下四个方面：

1. 有序推进煤电布局调整。“十三五”前期是依靠多份煤电调控政策来强制约束煤电发展规模，2022年的煤电建设预警文件放宽了多个省份的煤电发展约束，但并不意味着煤电的发展环境宽松。如今丧失价格优势、市场竞价规则转变、风光平价上网、宏观政策目标和区域环保要求构成了煤电的硬约束，尤其是在东中部地区，煤电已经失去了传统优势，在国家政策导向的驱动下，煤电产业布局要逐渐向中西部转移，依托“西电东送”将电力大基地的清洁能源与火电打捆输送到东中部的负荷中心。当前煤电定位调整工作应当继续巩固和深化“十三五”煤电供给侧改革成果，严控东中部煤电新增规模，在对煤电有切实需求的省市（考虑当地需求增长和电力输入输出后存在较大负荷缺口）有序放开部分停缓建项目，但不再核准新的煤电项目，并继续淘汰落后产能，转而深耕西部煤电大基地，实施煤电一体化发展，依托特高压输电网络实现更大规模内的资源优化配置。

2. 加快灵活性改造与适宜机组战略封存。从全国资源特性和现有技术条件的角度来看，煤电是最为经济可靠和最具开发潜力的灵活性电源。高比例可再生能源接入电网带来的电力、电量平衡和调峰问题需要依靠大规模的煤电提供灵活备用服务来解决。煤电灵活性改造应当在全国范围内开展，但目前对电源灵活性需求最明显的“三北”地区的煤电灵活性改造工作进展缓慢，与超预期发展的可再生能源严重失调。“十四五”期间灵活性改造应成为煤电行业发展的首要任务。此外，还需要从系统需求和存量机组价值最大化角度出发，部分机组仍具有良好使用状态，作为战略备用机组可提供辅助服务，减少机组关停带来的负面影响。

3. 探索煤电盈利新机制。煤价上涨、机组利用率下降、环保投入加大等因素使得煤电企业出现大面积亏损，资产搁浅风险加重。随着电力市场化改革和可再生能源平价上网的推进，如果煤电依然保守着传统经营模式，势必会遭受更大的损失。在电力服务多元化、智能化的竞争环境下，设计适合不同功能定位的煤电机组的市场机制和商业盈利模式，通过市场激励的手段可以减少利益相关者方面的阻力，有助于煤电深度调整的平稳过渡。目前来看，煤电盈利机制主要为两种：1）现货市场下，高效率机组依靠低煤耗的成本优势可获得竞价利润，同时也可摆脱计划电量的限制，扩大市场份额，同时提高电力系统整体效益。有研究发现，通过现货市场对煤电机组调度效率和可再生能源并网的优化，系统可以降低3.6%的净发电成本和4.4%的碳排放。2）低效率、高成本机组则可以选择在辅助服务市场布局，积极参与调峰、备用、调压等辅助服务来获取收益。以东北为例，相关数据显示，2018年度东北电力有偿调峰辅助服务费用合计27.8亿元，平均价格0.525元/千瓦时（实际最高出清价格1元/千瓦时，实际最低出清价格0.16元/千瓦时），高于当地燃煤标杆电价，且96%的辅助服务补偿费用都用于调峰；同时，西北、华北等电力辅助服务市场也在逐步完善。以市场机制逐步取代行政要求的方式提升煤电参与辅助服务的积极性是电力改革与能源转型协同迫切需要解决好的问题。

4. 源网建设协调共济。如果按照低于2℃减排目标的要求来倒逼煤电发展空间，煤电装机规模应在2020年达峰后迅速下降，但从当前政策条件来看，煤电装机容量呈先升后降的趋势，预计2025年前后达峰。风电、光伏等波动性电源的大规模发展，加之资源区与负荷区的逆向分布，需要灵活性电源和柔性输电网络的共同支持，即电源侧资源（灵活性煤电、气电、抽蓄和光热等）、负荷侧资源（需求响应）、储能侧资源（电储能、热储能）和电网侧资源（跨时区负荷互补）等灵活性资源的协调发展。考虑到各类电源和电网规划建设的滞后周期不一致，需要制定更为科学全面长远的电力规划方案，以推动煤电机组的定位转型。

四、政策建议

1. 电力规划引导源网荷储协调发展。“十四五”电力需求增速下滑，但在“十三五”全社会用电量7.5万亿千瓦时量级的基础上，预计“十四五”依然可以实现万亿千瓦时量级的电力需求增量。按照低碳发展理念，尤其是低于2℃情景的要求，“十四五”期间的需求增量应由清洁/可再生能源来满足，但当前的政策情景决定了煤电装机仍会有一定的增长空间，而新能源增长势头不减，为提高机组利用率、减少弃电损失，就需要统筹安排灵活性电源、风光等波动性电源和区域电网的规划建设，以灵活高效的方式共同推动电力系统优化运行。煤电灵活性改造、调峰气电、抽蓄、储能和DR将有力支撑高比例可再生能源系统，同时，区域电网可以实现不同资源条件和负荷特性的地域间跨时区净负荷时序互补，通过扩大联网范围有效平抑波动，实现等效调峰效果。考虑到各类电源和电网规划建设的滞后周期不一致，西部多能源电力大基地建设、中东部的分布式能源自给消纳，需要制定科学长远的电力规划方案，实现源、网、荷、储协调共济。

2. 能源革命2030年目标回望与环保硬约束引导煤电再定位。1）严控煤电增量，在充分发挥电力系统的调节能力后，按照需求有序释放停缓建项目，确保2020年煤电装机控制在11亿千瓦以内；2025年煤电装机总量控制在11.5亿千瓦。研究认为，随着“十四五”电力需求的进一步放缓，在新增电量需求中煤电的市场份额将进一步下降；而“十五五”期间很可能会出现增量需求完全由可再生能源来满足、并逐步渗透存量需求的情况。2）优化煤电存量，坚决淘汰不达标煤电产能。对于无法达到环保要求的、经济效益极度恶化的机组坚决关停。需要明确，淘汰不单是简单的机组关停，还包括提升机组的系统价值，部分机组改造后符合环保等相关标准的，可以作为战略备用机组继续提供服务。这一方面避免了不必要的机组新建，另一方面也缓解了落后煤电机组退出的经济损失和负面社会影响。提高煤电灵活性。3）提升电力系统灵活性，随着可再生能源快速发展，我国应配套释放相应的煤电灵活性调节能力，将各地新能源规模总量与煤电灵活性提升规模挂钩，将煤电灵活性提升规模纳入区域发展规划，分解落实并实现总量控制。同时，要优化电网调度运行方式，确定合理的调峰深度，提升能源利用效率，推动存量煤电实现由电量型机组向电力电量型机组的定位转变。

3. 市场机制推动煤电定位调整。构建不同时间维度，包括能量、容量、辅助服务等不同交易对象的完整市场结构，统筹不同市场之间的衔接机制。构建合理的价格机制，健全完善差异化补偿机制，以经济激励引导各类煤电找准定位，充分发挥各类存量煤电机组系统价值，以高质量的煤电发展推动绿色低碳能源转型。充分发挥现货市场竞价规则，倒逼落后低效煤电机组的竞争性淘汰。进一步完善省间交易机制，打破僵化的利益分配格局，做大跨区输电的“盘子”，实现在更大范围内的资源调配与电力互济。

4. 着力深挖需求侧管理潜力。当前，我国对电网公司需求响应和节电考核标准均为供电量的0.3%，与欧美等国监管机构对电力公司2~3%的节电目标要求相距甚远。能源消费革命的本质就是能效。在过去一段时间，电力供应远远大于需求的背景下，国家电网公司首先提出了电能替代，2014年后在空气质量改善的约束下上升为国家政策。而且随着2018年底八个省级试点现货市场陆续启动，实时电价信号也将为需求侧能效潜力的释放提供有利的激励机制。在当前电力需求增长势头强劲的背景下，“十四五”应重新重视高效节能，减少无效低效用电增长，用更长远时间跨度的能源转型目标倒逼近中期的电力发展路径，高能效情景下电力装机容量不需要达到高位水平即可保障电力供应，同时实现更深度的电力减排目标。