中国煤电的“十四五”命途

即便中国能源的消费结构与舆论导向扭曲着现实力场，但一个毋庸讳言的事实是，煤电仍是中国电力供应的绝对主体能源。

来自中国电力企业联合会(简称“中电联”)的统计数据显示，2018年，中国煤电44829亿千瓦时，占全社会用电量64.97%;煤电装机100835万千瓦，占53.07%。

但硬币的另一面，煤电的地位也已不同往日。煤电最早诞生于英国。当爱迪生1882年在伦敦开设Holborn Viaduct发电站时，这个世界首个煤电厂也开启了人类第一次工业革命的大门，直到今日，即便在全球范围内，煤电仍是世界能源供给重要部分。

但人类的普世共识倒逼着煤电的生存空间。从全球到中国，煤电对于环境的负面效应广受诟病。煤电的产业环保困境，批评者认为其一是燃煤电厂烟气含有多种污染物，包括一氧化碳、二氧化硫、氮氧化物、粉尘等，这些气体排入空中，污染空气;其二、烟气中含有大量二氧化碳，导致全球气温升高。

2015年12月12日，《巴黎协定》签署，为控制全球气温上升，约200个缔约方在巴黎气候大会上签约，相约控制各自温室气体排放。

为落实减排目标，欧洲各国列出去煤时间表。先是英国，计划到2025年关闭所有的煤电厂;继而法国，宣布到2021年关闭所有燃煤电厂，然后德国、芬兰、荷兰等国相继确定去煤计划。

中国是《巴黎协定》缔约国之一。中国国家主席习近平承诺，2030年中国碳排达峰，非化石能源占一次能源消费比例达到20%。

“十三五”期间，控制煤炭消费量、发展绿色低碳能源，是能源政策导向。能源供给背景下，结构调整成为主要任务。

此外，为治理大气污染，2013年国务院发布《大气污染防治计划》，提出进行煤炭中长期总量控制，加强散煤利用治理，要求煤电厂进行环保改造，并限制京津冀、长三角、珠三角等区域新建煤电厂。

多种因素作用下，“十三五”期间，煤电增速高开低走。

统计数据显示，2018年，煤电发电量同比增长7.29%，装机增长仅为2.31%。在新增发电装机容量中，煤电2018年新增3056万千瓦，同比降低12.79%。

一面是煤电的污染、碳排恶名，一面是风电、光伏等清洁能源的崛起，“十四五”期间，中国煤电的产业政策顶层设计再一次成为业界关注焦点。

这关乎中国能源大消费既定方向中，各方利益主体的零和博弈，或正和共荣。

煤电的误解

雾霾压国。煤电成为众矢之的。

2013年，雾霾大规模爆发。当年1月，在雾霾重灾区北京，仅有5天不是雾霾天，口罩出行成为京城新景象。报告显示，中国最大的500个城市中，只有不到1%的城市达到世界卫生组织推荐的空气质量标准。2014年1月，国家减灾办、民政部首次将危害健康的雾霾天气纳入2013年自然灾情进行通报。

2013年9月，国务院发布《大气污染防治计划》，决心大力整治空气污染，其中最重要的是改变能源结构，进行煤炭中长期总量控制，作为煤炭最重要的利用形式，煤电也在防治范围内。根据《大气污染防治计划》，煤电厂必须进行环保改造，并限制京津冀、长三角、珠三角等区域新建煤电厂。

由于公认燃煤是雾霾的主要成因，而煤炭的最大用户又是煤电，于是，煤电被普遍认为是导致雾霾的元凶。

但这实际是一种误解。

“不要将煤电和煤炭画等号，也不要将煤电和雾霾画等号。”电力规划设计总院规划研究部副主任刘世宇表示。

2017年9月，中电联发布了《中国煤电清洁发展报告》，报告显示，在北京，以及更大范围的京津冀，燃煤污染物排放占整个京津冀雾霾成分的34%。

国网能源研究院研究显示，2016年煤电耗煤约14.95亿吨，占全年煤炭消费量43.2%。煤电是名副其实的煤炭第一大用户，但并不代表是污染第一大户。

2007年，国家发改委就和环保部门联合下文，要求煤电机组进行脱硫改造;2015年，发改委、环保部、能源局又联合发文，要求煤电进一步进行超低排放改造。

中电联报告显示，2016年，我国单位火电发电量烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放量分别降至0.08克、0.39克和0.36克，达到世界先进水平。从1979-2016年，火电发电量增长17.5倍，烟尘排放量比峰值600万吨下降了94%，二氧化硫排放量比峰值1350万吨下降了87%，氮氧化物排放量比峰值1000万吨左右下降了85%。

京津冀污染物排放的主因是散煤的燃烧。环保部调查显示，京津冀区域每年燃煤散烧量超过4000万吨，占京津冀煤炭用量的十分之一，对煤炭污染物排放量的贡献总量却达一半左右。

据此计算，京津冀地区，散煤燃烧排放的污染物是煤电的7倍左右。根据环保部调查，散煤污染物排放占煤炭污染物排放约50%，而煤电污染物排放占雾霾成分34%，则意味着煤电污染物排放实际仅占雾霾成分2.4%左右。

多位业内人士认为，推进电能替代，将散煤燃烧，转化为煤电形式，实际有利于降低污染物排放，提高煤炭燃烧效率。

煤电负外部性的另一条是二氧化碳排放，二氧化碳是一种温室气体，大量排放会导致全球气温升高。《巴黎协定》正是为了控制温室气体制定。

多家电力咨询机构人士表示，对于电力的“十四五”规划，中国承诺的“碳排2030达峰、非化石能源占一次能源20%”是规划研究的外部硬性约束条件，所有的预测都基于这一条件进行，在这一约束条件下，“十四五”煤电仍然具有发展空间。

国情最优方案

中国正在努力提倡煤炭的清洁高效利用。通过煤电机组的环保改造，中国的煤电厂都对外宣布可以达到相当于天然气发电的排放水平，甚至将来比天然气发电更清洁(近零排放)。

对于诸多关注中国能源消费的国人来说，为什么不直接用天然气发电?或者，为什么不使用没有排放的风电、光伏来替代煤电是他们经常提出的产业之问。

事实上，从能源安全的维度考虑，煤炭是中国储量最丰富的能源。相比煤炭，石油、天然气的对外依存度年年攀登新高。

今年3月，《中国油气产业发展分析与展望报告蓝皮书》在北京发布。报告显示，2018年，中国油气对外依存度双创新高，其中石油对外依存度逼近70%，天然气对外依存度升至45.3%。

相比而言，2018年中国煤炭产能36.8亿吨，煤炭消费量为39亿吨。与此同时，煤炭业还在持续推进去产能，以遏制煤炭产能过剩。

此外，电力系统运行需要煤电。相比煤电、天然气发电等，风电、光伏靠天吃饭，属于不可控的间歇式能源。

随着风电、光伏在电力系统中的比例增长，电力系统的安全运行，必须面对的一个现实问题是，风电、光伏的间歇式供应外，如何保证电力系统的稳定可持续。

内蒙古的案例可以作一注解。

内蒙古拥有丰富的风电资源，风电开发也走在全国前列。到2011年，内蒙古风电装机已经达到全国第一。但由于本地消纳有限，外送通道又不畅，内蒙古弃风问题成为关注焦点。

数据显示，2011年蒙西弃风比例23%，2014年一季度弃风比例创下45.2%的弃风记录。即使在情况好转的2015年，内蒙古弃风率也高达18%，弃电91亿千瓦时。

2016年、2017年，由于弃风率高企，国家能源局将内蒙古归为红色预警区域，禁止新建风电项目。2018年，内蒙古弃风缓解，才解除红色预警。

令人始料未及的是，内蒙古原本本地消纳不足，导致弃风弃电，但从2018年开始，反而出现供电不足的现象，当地诸多工业大户不得不面对限电境况。

内蒙古限电困局首先爆发的主要地区是乌兰察布。从2018年国庆往后，乌兰察布就频频发生限电事件。

调研公司报告称， 乌兰察布限电2018年10月最为严重，11月开始逐渐恢复，春节期间限电影响已几乎没有，但春节过后限电再次严重。

今年4、5月，叠加热电机组检修影响，供电出现严重缺口。6月，因系统出力不足，乌兰察布地区又限电用电100万负荷。7月中旬，乌兰察布再度限电。

一位电力研究人士表示，过去蒙西电网是将风电、光伏负荷预测折算10%计入电力平衡，近年来，为了更多消纳可再生能源，风电、光伏负荷预测已经折算90%计入电力平衡，在这一电力平衡模型下，关停了大量的煤电机组，导致气象因素作用下，风电、光伏停止出力，托底的在运煤电机组又爬坡能力不足，进而导致电力用户间歇式限电。

风电、光伏等不可控能源在电网中比例增长，导致在供电侧，需要更多的调峰资源。作为可再生能源发展的先行者，德国早有先例。

一位电力研究人士表示，风电、光伏在电力系统中比例到达一定比例(15%-20%)后，每高一个百分点，对电力系统的调峰要求都是质的改变。

据介绍，2013年，德国有223天对传统能源出力进行调整，以适应风电、光伏波动性特质;2014年，调整天数上升到3 30天。从电量来看，2014年，德国为适应新能源的调整电量为5197吉瓦时(GWH)，2015年就变成了16000吉瓦时了。

另外，在用电侧也出现了新的变化。

近年来，工业用电增长放缓，而居民用电则保持快速增长。相比工业用电预测、调度，居民用电的预测和调度则难得多，用电侧负荷的波动性也更大;这意味着，不管在供电侧还是在用电侧，负荷的波动性都在加大，都需要更多的调峰资源。

另外，电力系统的容量也不足。近年来，东南部省份，如河南、江苏、浙江、湖南等地，在区域地区高峰出现供电缺口。今年夏季前，国网各地区公司发布预测，估算高峰时段供电缺口达千万千瓦。

这些供电缺口与过去大面积缺电不可相提并论。负荷监测显示，迎峰度夏期间97%以上尖峰负荷的持续时间也只有几个小时或十几小时。

这意味着为满足尖峰负荷时段电力平衡，最经济的方法，是调节电力用户，在尖峰时段减少用电。东部省份正在推进的需求侧响应，即从用户角度进行削峰填谷。

需求侧响应之外，只能加大区域内备用机组容量，在供电不足时顶上，或者加强区域电网联系，互相调剂。

但不论是备用机组还是调峰机组，中国的选项都很有限，可供选择的可控发电机组主要包括煤电、天然气发电和储能，相较而言，煤电具有最优的经济性。

可再生能源机组搭配储能，可以成为可控电源，但成本更高。目前，储能充放一次成本约在0.5元/千瓦时，仅储能成本就高于煤电;有研究测算显示，煤电运行成本要比天然气发电低25%。

刘世宇认为，在“十四五”期间，即使让核电、水电、天然气发电、风电、太阳能发电、储能等，以及需求侧响应充分发展，还是不足以满足电力供应安全需求，仍然需要适度发展煤电机组，这也是中国国情下最现实、最经济的选择。

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。”