供需失衡下的煤电进与退

在我国电力系统中，煤电机组与最大负荷保持一定比例才能保证电力供应可靠性，充裕的煤机容量即为可靠性。但在煤价高位运行、煤电企业持续亏损、安全隐患增加、改造任务艰巨、未来发展堪忧等重重考验下，电力保供任务艰巨。

“十四五”以来，我国电力装机结构发生了质的变化，2022年，可再生能源发电装机容量首次超过煤电装机，电源整体占总装机比重逐步降低。面对电力需求的刚性增长，供应侧托底保障能力下降，2020年底，湖南、江西、内蒙古等地启动有序用电，2021年全国电力供需总体偏紧，近20个省级电网采取了有序用电措施，2022年四川、重庆等省市陆续实施有序用电。近期，云南省再度实施有序用电，要求当地电解铝企业压减用电负荷。“云南省电解铝企业需要压减40%的负荷，这是云南省继2022年9月两轮限电之后的第三轮大规模限电。”某券商研报指出。

刀耕火种，乌金照夜，化石能源是人类赖以生存的物质基础和能量来源。气候变化叠加能源危机，在没有可靠替代品的前提下，以煤电为主的基础保障性电源隐居二线折射出能源新旧交替的阵痛。保供担责、减污降碳是共识，但煤电连年亏损、多面承压是现实，当下，电力供需的紧张周期卷土重来，多轮限电之后，煤电的进与退被人们重新审视。

限电反思：煤电不可或缺

进入新世纪以来，我国电力装机保持高速增长，据中电联统计，截至2022年底，全国全口径发电装机容量25.6亿千瓦，蝉联世界第一电力装机大国多年。

但2020年底，湖南省发改委一则《关于启动2020年全省迎峰度冬有序用电的紧急通知》却如“平地惊雷”般地将缺电的事实带入公众视野——我国电力装机增长了6倍有余且产能过剩，缘何“拉闸限电”再度来袭？

2021年，“限电”的寒气持续蔓延。这一年，需求侧工业生产恢复、冬季寒潮、夏季持续高温天气等因素带动负荷快速增长；供给侧能耗双控、煤炭价格上涨、来水偏枯等多重因素制约电力供应能力。供需之间此消彼长，全国大范围开启有序用电。

“前两年限电的共性原因在于部分地区没有把握好减碳节奏。间歇性、波动性新能源装机大增，但是提供保障托底能力的煤电迎来‘关停潮’，盲目唱衰煤电甚至‘妖魔化’煤电的声音盛行。‘要先立后破，而不能未立先破’。”业内人士盛某告诉记者。

近年来，煤电发展受限，新增装机不断下滑，低碳转型的加快，使煤电发展一度陷入“休止”，一些减碳退煤的观点称“应在短期内迅速淘汰优先退役1.12亿千瓦煤电机组”。“十四五”初期，关于“十四五”时期煤电是“再建”还是“再见”的争论渐渐有了答案。

从经济性、技术成熟度、产能等多方面因素综合来看，短期内，新型储能尚不具备大规模替代煤电、承担保障系统安全稳定运行的重任，煤电依然是我国电力系统的“顶梁柱”。“未来2~3年，我国电力需求仍将维持刚性增长，核电、水电等电源建设周期较长，投产时序已基本明确。受地缘政治影响，气源、气价等因素对我国气电发展的约束性进一步加大，气电发展存在不确定性。随机性、间歇性的特征决定了风电、光伏无法稳定出力。”业内专家告诉记者。

上述专家进一步表示，新能源能量密度低决定了其短期内无法提供与煤电相当的保障容量。“截至2022年6月底，全国新能源发电装机容量达到6.9亿千瓦，但可靠保障容量仅3000万千瓦，不足全国煤电可靠保障容量的3%。未来一段时期内煤电仍是保障我国电力可靠供应的压舱石。”

纠偏迫在眉睫。2021年12月，中央经济工作会议指出，传统能源逐步退出要建立在新能源安全可靠的替代基础上。要立足以煤为主的基本国情，抓好煤炭清洁高效利用，增加新能源消纳能力，推动煤炭和新能源优化组合。

然而，随着用电负荷快速增长，同时受部分地区煤电建设投产滞后、部分水电大省汛期来水偏枯等因素影响，2022年四川、重庆等地区电力供需再度陷入紧缺，折射出我国电力行业更深层次的供需矛盾——“结构性过剩”与“结构性不足”共存，电力行业供给已跟不上需求变化。

路条开闸：煤电疾徐争辩

地区电力供需再度陷入紧缺，折射出我国电力行业更深层次的供需矛盾——为了“决不出现拉闸限电”，新建煤机路条获批力度加大。2022年3月，国家能源局印发《2022年能源工作指导意见》（国能发规划〔2022〕31号），指出：2022年新增顶峰发电能力8000万千瓦以上。2022年4月，政府再度指出，“未雨绸缪加快建设新的发电项目。”

但“煤电开闸”有喜有忧，再度放开煤电增长，也引发了众多争议。有研究机构指出，2022年前11个月，中国新核准的煤电装机容量已超过6500万千瓦，达到2021全年的核准量2136万千瓦的三倍之多。一时间，煤电“大开闸”、煤电基建潮等声音再来，讨论的焦点集中在三方面：一是新上煤机是否和降碳初衷相悖；二是当前煤电企业连年亏损“食不果腹”，新上煤机如何保持投资收益，会否沦为沉没资产；三是煤机新增多少符合实际需求。

业内专家指出：“从发电量来看，预计未来2~3年我国每年新增用电量4000~5000亿千瓦时，若每年新增新能源装机1亿千瓦，新增发电量约2100亿千瓦时，仍有1900~2900亿千瓦时的电量需要由煤电、水电、核电、气电等基础保障性电源来补充。”

另有业内专家反对上述专家采用新增电量判断新增煤电机组的观点，提出应当按照最大负荷的增速考虑煤机增速。在电力系统中，煤电机组与最大负荷保持一定比例才能保证电力供应可靠性，充裕的煤机容量即为可靠性。

不论以何为依据来预测和判断，依仗煤机保证电力可靠性是目前的主要手段。然而，煤机一方面不得不“为爱发电”，另一方面，传统煤企又受到国资国企投资收益的考核约束，受中长期前景走低，叠加煤价上涨、调节成本升高、政策机制不到位等多种因素影响，煤电企业发电积极性不足。

近年来，飙涨的煤价、环保的约束导致发电企业连续多年“入不敷出”，面临“生存难、改造难、发展难、保供难”局面，陷入“发一度电、亏一分钱”的窘境。业内人士向记者透露：“2021年迎峰度夏期间，全国缺煤停机和临时检修容量最大超过9000万千瓦，占煤电总装机的8.5%。”

以大规模新能源作为基础保障性电源将显著提升全社会用电成本，而煤电投资意愿不足已反映出投资者的市场预期。中国能源研究会理事陈宗法告诉记者：“2021年，我国新增煤机2937万千瓦，同比减少1093万千瓦；2022年新增煤机只有1467万千瓦，同比下降了1472万千瓦。五大发电集团投产情况也类似。”

争议背后，绕不开一个核心问题——煤电的价格机制。在煤价高位运行、煤电企业持续亏损、能源保供压力大、安全隐患增加、改造任务艰巨、未来发展堪忧等重重考验下，存量煤电装机尚且艰难为生，新增装机如何保障收益？

以四川、云南等水电大省为例，其水电装机比重超过75%，煤电装机比重不足15%。汛期来水偏枯时，水电顶不上出力，煤电装机不足，导致电力供应趋紧。而汛期来水充裕时，水电发电能力较强，煤电需要保持最小出力甚至停机来腾出空间，这也造成了水电大省煤电利用小时数常年维持在2000~3000小时，当地煤电企业建设积极性不足，电源结构单一化的格局多年未得到改变。

盛某坦言：“前三年限电，煤电利用小时数不增反降，恰好印证了煤电的功能和定位已从‘支撑性调节性’向‘基础性调节性’转变。当前辅助服务价格机制尚未理顺，容量收益属于缺位状态，导致煤电基本上只能获取电能量收益。这样的回报机制恰恰鼓励了煤电为了逐利而多发电并产生更多碳排放的行为。因此，构建新型能源体系需要建立新的经济回报机制。”

立足未来：重构供需格局

在新型电力系统中，“新型”二字是题眼。推动任何新事物的发展，首先要进行观念创新。聚焦到新型电力系统下的供需平衡，其含义发生根本变化：当我们在谈供需时，已不是供需双方电量的匹配，而是有效容量和用电高峰负荷的匹配问题。

行业的新陈代谢仍在继续，由于常年入不敷出，煤电成为投资人眼中的“无源之水”。但也有众多积极信号陆续释放，给低迷的煤电行业注入新的活力，也给能源安全和供需形势增添了信心。

盛某指出：“当前风光大基地的配套电源可获得50元/千瓦的容量费用，虽然杯水车薪，但其代表了价格部门的改革态度与观念转变——只有鼓励煤电不发电也能挣钱，才能鼓励其愿意多投、愿意少发、愿意服务。”

保证煤电“口粮”也是电力供需形势稳中向好的充分必要条件。业内人士建议，在受端地区建立煤炭保障基地，如在中东部和南方等受电地区，选择煤炭消费集中区、靠近煤炭运输铁路和港口等地区，适当布局一批煤炭储配保障基地，从而更好地解决本地煤电因电煤供应不足、电煤质量差造成的非计划停机、出力不足等问题，提升电力应急保障能力。

要化解电力供需的结构性矛盾，改革煤电价格机制是题中之义。“坚持市场化方向，深化燃煤机组上网电价形成机制改革。研究制定煤电两部制电价机制，充分客观反映煤电的电力支撑价值和调节能力价值。完善辅助服务分担机制，积极推动煤电机组‘三改联动’，引导煤电角色转变。加快出台政策扶持和金融支持政策，提升煤电企业融资能力，保障煤电企业稳定经营。”上述专家建议。

辅助服务市场主体日渐完整、品种逐渐丰富、与电能量市场紧密耦合，为提升电力可靠性奠定了基础。为适应新型电力系统主体多元、源网荷储良性互动的特征，提升电力系统可靠性和电能质量，未来需要逐步将现货电能量市场与辅助服务市场进行联合出清，提高市场运行效率，优化市场出清结果，调峰市场将被现货交易替代。“同时，随着高比例可再生能源接入，电力现货市场价格水平被进一步拉低，常规燃煤和燃气发电机组的发电利用空间在一定程度上缩小、收益减少，长期看难以保证发电容量的充裕性。为保障电力安全供应、实现发电容量成本回收，要适时推动各类型机组参加的容量市场机制，以市场竞争的方式形成容量价格。”业内专家说。

面对当下的电力供需失衡之困，解决问题的核心之策是处理好政府和市场的关系，让巿场在资源配置中起决定性作用，靠政策驱动电力供需平衡不是长久之计。“原有规划体制的制度性基础已经被动摇，‘计划生、市场养’将难以协调新供需形势。面对新能源装机快速增长、负荷仍然维持较高速度增长，叠加传统电源由于运营环境变化投资意愿不强的形势，我国电力系统的可靠性在‘十四五’乃至更长一段时期内将面临严峻挑战。”上述专家说，“增强保供能力，首要的是改变按照电量空间规划煤电的传统规划方式，将煤电等有效容量占比高的机组与高峰负荷增涨挂钩。究其根本，需全面系统推进电力市场化改革，让有为政府和有效市场为供需匹配保驾护航。”