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北極星火力發電網訊:一、煤電高質量發展的形勢與要求
受多重因素影響，“十三五”期間電力需求增速回暖，從2015年的0.96%觸底反彈到2018年的8.5%，遠超預期。據國家電網公司數據統計，2018年溫度異常、電能替代和環保治理分別拉動電力需求增長1.2%、2.4%和0.5%，而經濟增長則貢獻了剩餘的4.4%。可以看出，經濟因素始終是影響電力需求的關鍵，推高2018年電力消費高增速的主要是偶發因素（溫度異常）疊加短期政策效應的集中釋放（環保、電能替代），不具有代表性和可持續性。中國的電力需求與經濟增長依然關係緊密，儘管全社會用電量增速與GDP增速一升一降，但並不意味著電力與經濟脫鉤，未來電力消費增速勢必要回落，原因在於：一是推高電量消費的政策或者偶發因素多是短期影響因素，從長期來看對拉昇電力需求作用不大；二是中國電力消費增速呈現波動性變化，電力消費彈性係數很難超過2004年1.5的峰值，在經濟下行壓力下，電力消費增速難以再現2018年的高增速；三是從發達國家電力消費增長規律來看，人均GDP達到1萬美元、人均用電量達到5000千瓦時的階段後，人均用電量增長趨勢放緩，即使中國電氣化率要高於同發展階段的國家，但是沒有理由判定這種非均衡狀態會一直持續下去，且在經濟下行壓力疊加2018年用電需求高基數的前提下，未來電力需求增速勢必減緩。從絕對增量來看，五年期內“萬億千瓦時”的增長量級仍將持續下去，預計2035年後，全社會電力需求將進入平臺期。
2016年起，煤電產能過剩問題凸顯，國家發展改革委、國家能源局下發多份文件調控煤電建設規模，要求“十三五”煤電裝機力爭控制在11億千瓦以內。然而，2017年底以來電力需求出現了回暖，2018全年電力需求超預期增長，尤其是溫度異常帶來的超短期夏季尖峰負荷的出現（2018年夏季山東、江蘇、江西、陝西等省區共出現了約1500萬千瓦的尖峰負荷缺口），使得我國電源結構不合理及區域佈局不合理矛盾更加凸顯。決策層面對煤電的政策導向隨之發生微妙變化，政策導向從2016年以來的“嚴控煤電產能過剩”變為“補齊能源基礎設施短板，有效化解電力、煤炭區域性時段性供需矛盾”。2018年底以來，引導煤電高質量發展成為主基調。
煤電高質量發展的首要任務是要保障近期（“十四五”）和中長期（2030～2050年）的電力需求和供應安全，同時也要為能源生產和消費革命/生態文明要求下的中長期電力轉型和可再生能源高比例發展留足空間，並在電力市場環境下結合自身競爭優勢找準功能定位和盈利點。就滿足電力需求與能源生產和消費革命的雙重要求而言，要破解氣候變化背景下的煤電高質量發展課題，需要客觀把握電力需求的近期動態與中長期趨勢，並對能源生產和消費革命要求下的電力低碳目標與轉型路徑進行系統全面判斷，這一方面決定了煤電的發展空間上限，另一方面也在可再生能源高比例發展場景下對煤電功能定位提出了新的要求。
二、對“十四五”電力規劃的若干思考
1.全社會用電量增速呈現波動性變化，判斷2018年為本次電力需求增速的峰值，在2018年全社會用電量大基數的前提下，未來電力需求增速將有所下降。電力供應能力充足，各類電源利用率有所提高；全社會用電量增速呈現週期性變化，人均用電量上漲空間較大。電能替代和電氣化率提高短期內會拉高用電需求，但不過是把未來終端消費要轉為用電的部分能源需求提前釋放或實現了，因此從長期來看對拉昇電力需求作用不大。綜合考慮能效技術進步和電氣化水平提高因素及對比主要國家電力消費增長規律，我國電力經濟發展軌跡與韓國相似，“十四五”期間電力需求年均增速在3%~4%之間，2025年全社會用電量8.5~8.8萬億千瓦時、人均用電量6000~6200千瓦時/人；2020~2035年電力需求年均增速為2.4%~2.8%。我國行業發展進入“主動去庫存”階段的概率較大，工業企業將大幅減少生產規模，導致工業電力需求增速下滑風險增大。未來我國實現新舊動能轉換，新興製造行業、三產和居民在全社會用電量中將佔據主要地位，電力需求尚有增長空間，預計“十四五”期間黑色、有色和非金屬礦物製品業年均用電增速為1%、1.5%和2%。
2.“十四五”期間，陸上風電、光伏電站將全面實現平價上網，分佈式光伏和分散式風電也可在除居民的所有場景下實現售電側平價；海上風電也有望在近中期實現平價上網。可再生能源大範圍增量替代效應和區域性存量替代效應增強，預計可再生能源可提供的新增電量相當於2.7億千瓦煤電機組的發電量（2025年較2018年），可以節約3.9億噸標準煤。
3.基於不同的發展目標，模擬了三種發展路徑：常規發展情景（BAU）下“十四五”期間煤電仍然作為主力電源保障電力供應，且新疆、甘肅、寧夏、陝西等地將繼續新建一批煤電項目，2025年非化石能源發電量佔比達到40%；新政策發展情景（NPS）依託“電改9號文”和“能源生產和消費革命戰略”設計，該情景下“十四五”期間將引入現貨市場、推動跨省區電力交易，不再新核准建設煤電項目，只續建“十三五”期間停緩建的項目，2025年非化石能源發電量佔比達到42%，2030年非化石能源發電量佔比達50%，即能源生產革命要求的目標；低碳發展情景（LCS）下，能源相關部門強化了對於履行《巴黎協定》低於2℃氣候變化目標的行動，該情景下“十四五”期間進一步壓縮煤炭消費，不再建設煤電項目，進一步優化跨省區電力調度，大力強化能源效率，2025年非化石能源發電量佔比達44%，2030年非化石能源發電佔比有望超過54%。在滿足“十四五”期間電力需求、各類型資源可開發潛力、可再生能源發電競爭力、可調動的需求響應規模、系統靈活性及非化石能源發展目標等約束下，採用規劃模型測算三種電力發展情景中2025年全國電源裝機規模分別為27.18億千瓦、27.61億千瓦、27.64億千瓦，非化石能源發電裝機比重分別為50.3%、52.6%和55.1%，發電量比重分別為39.6%、41.7%和43.7%。只有BAU情景中煤電在“十四五”期間仍然對電量的增長有少量的貢獻，但其規模過高、年利用小數較低，運行效率非常不經濟；NPS和LCS情景相較BAU情景更加清潔、經濟及高效，不可調度的電源（主要為太陽能光伏發電和風電）佔比分別達到31%和32.4%，這對電力系統而言具有一定的挑戰性，但從丹麥、德國、瑞典等可再生能源發電佔比較高的國家電力系統運行情況看，其風險總體可控。
4.在2018年全國煤電裝機容量（10.08億千瓦）基礎上，梳理預計新增（10435萬千瓦）和退役（2758萬千瓦）機組情況，預計2020年煤電裝機規模10.8億千瓦，符合“十三五”電力規劃的目標要求。假設“十四五”期間繼續新增1億千瓦煤電裝機，正常退役3300萬千瓦，則2025年煤電裝機規模約為11.5億千瓦。這是不考慮政策干預和需求響應削峰的基準結果，同時也是煤電年利用小時數保持在可接受區間（高於4000小時）的估算結果。在當前輸電線路通道能力約束下，考慮需求響應削峰及系統可靠性，全國2025年煤電裝機合理規模應保持在10.5~10.8億千瓦左右，若需求響應削峰規模達不到預期目標（只形成最高用電負荷3%的需求響應規模），則煤電合理規模應保持在10.7~11.1億千瓦左右。
表1 區域性電網及全國電網煤電裝機合理規模
具體來看，華北電網內“十四五”期間煤電裝機合理規模最高，主要原因在於區域內負荷增速較快、外送規模較大（主要是送華東地區）以及蒙東、冀北的大量可再生能源併網後需相當規模的火電機組為其充當備用電源以保障電力安全。其次是西北電網和華東電網。西北電網內合理規模較高的主要原因在於外送規模大（主要送東中部地區）及煤炭資源豐富；華東電網內較高的原因在於“十三五”和“十四五”期間在該區域內投產的光伏和風電規模大，大量間隙性電源接入電網後會對系統的靈活性提出新的要求，大量的小容量火電機組需為其充當備用電源以保障調度安全。華中電網內部各類資源較為均衡，同時也作為電力流主要受端之一，煤電裝機需求較低，只是因為近些年區域內負荷增速較快，因此需要一定規模的煤電作為支撐。南方電網和西南電網區域內擁有極其豐富的水電資源，因此可通過水電來替代大量煤電需求。此外，南方電網區域內還有相當規模的核電機組，也可替代一定規模的煤電需求。東北電網內由於負荷增速較慢，同時還有一定規模的可再生能源裝機，因此煤電需求最低。
三、煤電定位與轉型路徑
（一）煤電定位調整的總體思路
“十四五”煤電行業發展內外交困，煤炭價格居高不下、環保投入、碳價帶來的成本壓力，加之電力市場化改革、規劃目標、風光平價、生態環境約束、區域發展政策等加劇了煤電企業經營困境，迫使煤電行業必須做出巨大變革。近年來，電力發展問題集中表現為煤電產能區域性過剩、棄風棄光棄水問題嚴峻、跨區輸電“省間壁壘”僵局、區域性時段性負荷不足、風光超預期發展帶來的電力系統安全挑戰等，這些問題涉及多個方面，但破題的關鍵是煤電如何優化發展。因為煤電作為主力電源，同時也是現有技術條件以及我國能源資源稟賦情況下最經濟可靠的大型調峰、調頻、調壓的靈活電源，煤電的功能調整和重新定位是保障可再生能源消納、推進市場化改革、緩解煤電企業困境的最直接有效的措施。
中長期內，煤電在我國能源體系中依然佔據重要地位。雖然煤電清潔高效發展取得了長足的進步，但依然存在短板，靈活性不足、低效機組拖累、落後機組減排效果不達標、自備電廠僵局等。全國不同地區發展基本面存在差異，煤電機組定位調整要切實根據不同地區的電力供需狀況和主要矛盾、煤電機組裝機規模預期、可再生能源發展與替代潛力、靈活性改造要求與電源結構優化潛力等，結合煤電機組自身特性做出差異化決策，避免“一刀切”。可以說，當前傳統化石能源（煤炭）的清潔化利用是我國能源生產革命的主要舉措，集中表現為從技術進步層面來推動煤電清潔高效發展；中長期看，還是要靠可再生能源的規模化發展來實現能源生產和消費革命，這就需要煤電做出巨大變革和犧牲，從市場機制、盈利模式、技術理念到機組運行進行全方位的深刻調整，以承擔“基荷保供、靈活調峰、輔助備用”的多角色重任。
從全國層面來看，煤電定位調整的大方向是：大容量高參數的先進煤電機組要充分發揮高能效優勢作為基荷電源運行，可以進一步通過提供熱、汽、水等綜合能源服務來提高能源利用效率；通過完善的輔助服務產品設計，保障30萬~60萬千瓦亞臨界機組科學合理地發揮靈活性輔助服務作用，實現存量機組由電量型機組向電力型機組轉變；運行年限較長的20萬千瓦及以下常規純凝機組，符合能效、環保標準的將逐步向備用和輔助服務機組轉型，不符合能效環保標準的則將逐步退出市場。未來的煤電機組要符合環保能效的硬要求，即不存在高煤耗高汙染的落後產能，即便是小機組，只要符合標準且當地有運行需求，也可以通過調整自身功能的市場定位來獲取收益。
從區域層面來看，煤電功能定位調整要充分考慮電力供需特徵和電力系統特性。將全國劃分為東北、西北、華北、華中、華東、西南和華南七個區域，各地區電力發展面臨的困境不同：1）“三北”地區火電比重較高，可再生能源發展迅速，但靈活性調峰電源比重不足3%，尤其是冬季供暖期棄風狀況嚴重，以吉林為例，供熱機組佔火電機組的比重高達74%，冬季保供熱和新能源消納的矛盾非常突出（2017年吉林棄風電量23億千瓦時，棄風率21%）；2）2018年，華北和華東地區的火電裝機容量比重均超過了70%，從環境承載力來看，華北和華東的單位面積火電裝機容量分別為155.51千瓦/平方千米和496.98千瓦/平方千米，是全國平均水平的1.3倍和4.2倍，使本已脆弱的生態系統承受巨大的環境壓力，隨著兩個地區環保政策的愈發嚴格，煤電發展空間極大受限；3）華南和西南地區新增的水電和煤電項目均較多，為保障水電多發多用，煤電發電空間被壓縮；4）東中部電力受端地區自身裝機容量和發電量增長減少了購電需求，網架結構、外送通道和市場機制等因素制約了部分電力輸送，導致送端電力供應過剩局面加劇。七大區域的電力特徵及差異化煤電定位如表2所示。總體來看，各區域的煤電未來都要提升靈活性，以適應能源轉型和高比例可再生能源接入需求；華北和華中地區是未來煤電減量化的重點區域，西北地區應承納未來一定規模的煤電增量，從而實現煤電佈局的“東退西進”；華中和華東地區作為“西電東送”的主要受端、華南作為西南水電的主要受端，當地煤電既要讓出一部分發電空間，還要承擔部分調峰需求；東北地區則需要深入挖掘熱電聯產機組的調峰潛力。
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