能源“十四五” | 煤电的11亿与13亿之争

　　临近“十三五”末期，制定“十四五”能源发展规划已经被提上日程。

　　2019年9月，国家能源局召开2019年能源规划和监管工作专题研讨会，分析评估“十三五”能源规划落实情况，深入研究谋划“十四五”能源发展思路。

　　7月以来，国家能源局局长章建华陆续奔赴山西、山东、江苏、四川和黑龙江开展能源发展专项调研，加快能源转型和深入推进能源改革发展是其重点关注的问题。除此之外，章建华还分别赴华电集团、中海油、中煤集团、大唐集团和国家能源集团进行调研，就清洁能源、油气勘探开发、煤炭供应、能源供应保障等问题与相关负责人进行座谈交流。

　　密集的调研意在为“十四五”能源规划摸清底数，“十四五”作为我国能源转型的关键时期，能源规划对于引领未来能源发展走向至关重要。章建华在《人民日报》发表文章指出，尽快确立“十四五”及更长一个时期的能源发展规划，制定出台推动能源事业高质量发展的指导意见。

　　加快构建清洁低碳、安全高效的能源体系是“十四五”能源发展的重要命题，关键在于如何在复杂的实现路径中作出抉择并达成目标。

　　国家能源局发展规划司司长李福龙在70周年能源发展成就新闻发布会上透露，“现在我们正在开展‘十四五’能源发展规划的研究工作，也就是对2021—2025年后面这个五年规划期的能源作出规划，这当中一个很重要的发展目标和任务还是着力加大力度，壮大清洁能源产业，为实现2030年非化石能源占一次能源消费比重达到20%的目标奠定坚定基础。”

　　随着非化石能源消费比重逐渐提升，能源供给安全、能源经济性和能源清洁化三大目标之间的矛盾愈发突出。当其中一个目标角度出现倾斜，决策者又该如何权衡其余两个目标，这是“十四五”能源发展面临的现实问题。

　　重新定位煤电

　　中国“富煤、贫油、少气”的资源禀赋特点形成了长期以化石能源为主的能源消费结构，煤炭占一次能源消费比重长期居高不下，直到2018年末，煤炭占一次能源消费比重才首次降至60%以下，其中电煤占煤炭消费的比重超过50%，因而电力结构调整对于能源转型具有十分重要的意义。

　　在“2019中国电力规划论坛”上，电力规划设计总院副院长杜忠明表示，能源转型的核心就是结构转型，如果中国电力结构能够优化转型，很多能源转型的问题也就迎刃而解。

　　“电力发展问题破局的关键在于煤电定位调整和转型。”华北电力大学经济管理学院教授袁家海表示。

　　中电联数据显示，截至今年6月，全国全口径发电装机容量19.4亿千瓦，其中煤电装机10.2亿千瓦，占全国发电装机容量的52.5%。

　　煤电在电力系统中长期作为基础性电源，以其低廉的成本和稳定的供应为经济发展提供了源源不断的动力。但随着用电需求增速放缓、环境约束趋紧、可再生能源规模扩大，煤电的功能和定位迫切需要在“十四五”期间进行调整。

　　根据袁家海的研究，“十四五”期间电力需求年均增速在3%—4%之间，到2025年全社会用电量为8.5万亿—8.8万亿千瓦时；2020—2035年年均增速为2.4%—2.8%。考虑到需求响应削峰，全国2025年煤电装机合理规模应保持在10.1亿—11.2亿千瓦左右。

　　“我们在做‘十四五’规划的时候，从电量增长的角度来说，煤电已经没有新增的市场空间了，也就是说‘十四五’期间煤电发电量应该和2020年保持在同一水平。”袁家海表示。

　　自然资源保护协会（NRDC）中国气候与能源项目分析师康俊杰也认为，从电力规划和经济性角度来看，11亿千瓦左右的煤电装机足以满足“十四五”的需求，预计未来2—3年内煤电还有9000万千瓦左右的增长空间。

　　数据显示，“十三五”期间停建、缓建的煤电项目容量超过1亿千瓦，即便“十四五”期间不再新批煤电项目，若停建、缓建的煤电项目全部投产，煤电总装机规模将有可能超过12亿千瓦。

　　实际上，对于未来中国电力消费增速以及需要多少煤电装机，不同的研究机构测算出的数据和规模并不一致。

　　按照国网能源研究院测算，预计“十四五”期间全社会用电量增速为4%—5%，电力弹性系数小于1。

　　对于未来煤电装机规模，中电联预计，到2030年，煤电装机可能接近13亿千瓦，有一定的发展空间；国网能源研究院认为到2030年前后，要在系统中维持12亿千瓦以上的煤电装机，不宜过早、过快大规模淘汰煤电；电规总院则认为，在充分消纳新能源电力电量的基础上，考虑到未来用电仍将保持刚性增长，为保障电力供应，作为托底电源的煤电仍需保持适当增量和储备。也有研究认为，在低碳情景下，2030年煤电装机应控制在10.5亿千瓦。

　　“没有哪种思路是最优的，只能说偏重哪些因素。”康俊杰认为，规划是非线性的，没有最优解，只有可行解。

　　就存量煤电项目而言，由于可再生能源装机比重逐年提升，煤电的定位也将由主力电源转变为基础性电源，以灵活性电源的新角色保障可再生能源消纳，维护电力系统稳定与安全。

　　袁家海表示，煤电机组定位调整要切实根据不同地区的电力供需状况和主要矛盾、煤电机组装机规模预期、可再生发展与替代潜力、灵活性改造要求与电源结构优化潜力等，结合煤电机组自身特性做出差异化决策，避免“一刀切”。

　　对于30万千瓦以下的机组，应主要承担供热任务；30万—60万千瓦的亚临界机组应主要承担电网灵活性改造的任务；60万千瓦及以上超临界、超超临界机组则主要作为基荷，力争满发。

　　清洁、安全和经济的“三难”抉择

　　回顾“十三五”，非化石可再生能源在规模上取得了令人瞩目的成就。今年上半年，非化石能源发电装机容量占比41.2%，同比提高1.4%；非化石能源发电量占比达到29.5%。

　　其中，风电、光伏发电的装机规模增速尤其迅速。截至今年8月，全国并网风电容量已经达到1.93亿千瓦，光伏发电1.86亿千瓦，风电和光伏发电装机容量占到全国总装机容量的19.5%，发电量占比达到9.5%。

　　风电、光伏发电的装机规模不断提升，为实现2020年非化石能源占一次能源消费比重达到15%的目标发挥了至关重要的作用。到2030年，我国非化石能源占一次能源消费比重要达到20%，风电、光伏发电的作用依然无可替代。

　　“十四五”期间，以风电和光伏发电为主的电源将成为增量清洁能源的主体。按照国网预测，结合我国要实现2030年、2050年的减排目标，预计到2025年全国风电、光伏发电总规模至少为7.5亿千瓦。虽然部分地区光伏发电、风电已经实现或者接近发电侧平价上网，但由于可再生能源电力生产和消费并不匹配，可再生能源资源主要分布在三北地区，而主要能源消费区则位于中东部。中东部地区受制于土地资源与环保政策，就地开发目前难以满足对清洁能源的需求。跨省跨区大范围优化配置可再生能源在一定时期内仍将占据重要位置。而可再生电源的增加意味着相对更高的输电成本，同时需要电力系统配置足够的灵活性电源，以增加电网调节能力，保障电力的安全稳定供应。

　　昂贵的清洁电源和更大的系统调节需求遇上市场化改革的大潮，可能对电网产生“叠加”效应。近期，国家发展改革委印发《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》，经营性发用电计划全面放开后，全网市场化交易占比将进一步提高，发电企业将进一步争取原本由电网统购的低价电源参与市场化交易。换句话说，最终留给电网企业的将是不具备市场竞争力的高价电源和需要保底供电的低价用户，导致非市场化部分购销价差进一步缩小，进而对电网保持和提高普遍服务能力水平提出更大的挑战。

　　以煤电装机为主的中东部省份普遍面临较大的控煤压力，除了进一步提高外电比例，积极发展省内可再生能源也是调整能源结构的重要手段，但较高的消纳成本将推高当地电价水平。比如江苏计划在2025年建成以海上风电为主、总容量超过2000万千瓦的海上风电三峡。广东也规划在2030年底，建成投产海上风电装机容量约3000万千瓦。据测算，若完全接纳3000万千瓦海上风电，广东需建设配套的集控站、储能，总投资额将超过1500亿元，这将推高省内电价水平。

　　有业内人士认为，“十四五”期间将有可能是能源成本显著抬升的时期，这是与以往完全不同的，能源的可获得和可负担是其最基本的属性，能源成本过高将会影响社会经济发展。

　　在中电联2019年第一次理事长会议暨经济形势与电力发展研讨会上，中国能建董事长汪建平表示，目前我国国民经济的发展水平决定了：我们既不能承受大规模的火电碳补给费用，也难以承受非化石能源大规模发展带来的社会用电成本的大幅提升。“电力清洁低碳发展要以技术进步为基础，要符合国民经济和社会的承受能力。”

　　发挥规划的统筹作用

　　在“十四五”构建清洁低碳、安全高效的能源体系目标中，优化存量的煤电与扩大增量的新能源分别承担不同的角色，实现两者的协调发展需要充分发挥规划的统筹引领作用。

　　“十三五”末期，能源主管部门致力于通过明确市场主体的消纳责任，来建立可再生能源消纳长效机制，以解决弃风弃光问题。由于电源与电网建设不协调、省间壁垒难以打破，弃风弃光问题成为制约可再生能源发展的主要因素。

　　电力部规划计划司原司长王信茂曾撰文指出，“十三五”之前，各类电源规划和电网规划之间缺乏衔接、协调，是造成电源无序发展，常规电源与新能源电源、电源与电网发展不协调的重要原因之一。

　　未来风电和光伏发电装机规模进一步扩大，将由补充能源逐步过渡到替代能源，成为清洁低碳电量的主要提供者。而煤电则从电量型电源转变为电力型电源，为可再生能源提供辅助服务，而非单纯追求发电量。

　　“但现在中国电力的辅助服务市场没有完全建立，调峰、调频的价值并没有得到体现。”康俊杰认为，这是由于目前中国电力市场还没有完全放开，辅助服务仍由电力系统内部各单位按照计划指令的方式来分担，并没有通过市场竞争机制发现价格。

　　“未来如果电力市场完全发挥作用，煤电与可再生能源是相辅相成的关系，即便风电、光伏发电成本低于煤电，也还要考虑其并网成本，可再生能源需要购买灵活性服务。”

　　目前国内已经形成“两级三类”的能源规划体系，“两级”分别指的是国家和地方，“三类”指的是总体规划、专项规划和区域规划。电力规划相对能源规划属于专项规划，而各类电源、电网规划相对电力规划又属于专项规划。

　　2013年，原国家能源局、原国家电监会的职责整合之后重新组建国家能源局，其中“重大能源规划的拟定与实施”被列为突出抓好的八个“重大”之一。随后规划工作愈发受到重视。2016年，国家能源局先后印发《省级能源发展规划管理办法》《电力规划管理办法》，旨在加强国家和省级能源规划以及电力规划和电源、输配电网的衔接。

　　按照《省级能源发展规划管理办法》，电力规划应与能源发展总体规划衔接一致，按照省级电力规划服从全国电力规划和省级能源发展规划的原则，通过“两上两下”，对全国电力规划和省级电力规划进行衔接，对送电省电力规划和受电省电力规划进行衔接，保证上下级规划和相关省级规划之间有效衔接、协调统一。

　　上述管理办法为明确能源规划衔接的具体措施和要求，以及提供能源规划的统筹衔接提供了制度层面的支持。

　　近年来，随着中东部省份普遍面临较大的能源消费总量控制压力，控制煤炭消费，尤其是电煤消费成为部分省份的重要节能减排手段，这或许是突破跨省跨区域清洁能源输送阻力的重要突破口。

　　袁家海表示，在电力市场条件下，不同类型的煤电机组需要在市场中寻找适合自己生存下去的运营模式，这需要国家层面进行引导，帮助煤电找到新的定位。（eo记者 刘斌）