我国究竟需要多少煤电？

　　近年来，我国火电机组利用小时数持续下降，反映出煤电怎样的过剩程度？随着新能源发展，煤电机组的角色将从电量供应逐步向电力供应、灵活调峰供应转变，在不同角色定位下，我国还有多少新增煤电需求？面对煤电产能过剩风险，宜采取哪些政策措施？本文尝试对这三个问题进行分析与解答。

　　利用小时数仅为国际均值70.9%

　　利用小时数是反应装机过剩程度的主要判据。近年来，我国火电机组利用小时数不断下降，2016年仅为4165小时，连续第二年低于4500小时的红线。一般而言，5500小时往往是煤电机组规划设计的基准线，如果利用小时数低于5000则可认为存在装机过剩。在我国风光电发电量占比只有5.1%的情况下，煤电机组的角色与运行方式尚未受到明显影响，故上述标准仍然适用。我国当前煤电利用水平仅为设计基准的75.7%。

　　从世界主要国家情况看，澳大利亚、希腊、德国、印度、韩国、南非等国家与我国一样以煤电为主力电源，2015年煤电机组平均利用小时数分别为5994、5848、4999、5694、7033、5694小时，均明显高于我国水平。上述国家煤电机组利用小时数的平均值为5877小时，我国煤电机组的利用小时数仅为该水平的70.9%，煤电产能利用率之低可见一斑。

　　2020年装机最高9.8亿千瓦

　　在去年11月发布的《电力发展“十三五”规划》（以下简称《规划》）中，煤电的规划容量为“控制在11亿千瓦以内”，这是基于已有与在建煤电机组明显过剩的背景下从实操可行性角度提出的目标，并非我国2020年煤电合理装机规模。虽然目前我国电源是整体性过剩，但在能源转型大背景下，煤电注定是被替代的对象，并且《规划》中新能源的发展目标已被大幅调低，故此处以其他电源的规划目标倒算煤电的合理空间。

　　煤电机组在电力系统中的作用主要有三个方面：满足电量需求、满足电力需求、满足灵活性调峰需求。判断未来煤电装机需求需从上述三个方面分别进行计算分析。

　　首先是电量平衡角度。2020年我国全社会用电量预计将达6.8-7.2万亿千瓦时，另考虑0.2万亿千瓦时电量储备。根据《规划》中对可再生能源、核电、气电等提出的明确规划目标，并基于我国2016年发布的风电、光伏保障性收购利用小时以及近年来相关电源实际运行情况确定各类电源利用小时数，算得上述电源可提供的总电量约为2.5万亿千瓦时，留给煤电的电量空间约为4.5-4.9万亿千瓦时。若按5000利用小时计算，煤电装机容量应为9.0-9.8亿千瓦。

　　其次是电力平衡角度。预计2020年全国最大负荷需求约为11.5-12.1亿千瓦。水电、风电、太阳能发电、核电和气电的装机容量仍取规划值，另考虑抽水蓄能装机0.4亿千瓦。风电、太阳能发电的容量置信度取10%，系统备用率取20%，经计算煤电装机容量需求约为8.0-8.7亿千瓦。即使在保守情景下，假设太阳能发电不参与峰荷电力平衡，系统备用率取25%，煤电装机容量需求约为8.7-9.4亿千瓦。

　　再次是灵活调峰角度。根据《规划》中风电、太阳能发电装机容量目标，2020年风光电的调峰容量需求约2.67亿千瓦。另考虑负荷波动带来的调峰需求约2.88-3.03亿千瓦。按最保守估计，假设风光电完全反调峰，则系统总调峰容量需求为5.55-5.70亿千瓦。抽水蓄能和燃气机组在《规划》中的容量分别为0.4亿千瓦、1.1亿千瓦，另取需求响应容量0.35亿千瓦、储能容量0.2亿千瓦，上述灵活性资源共计2.05亿千瓦，需煤电调峰的缺口为3.50-3.65亿千瓦。按煤电机组平均调峰深度50%估算，煤电容量需求约为7.0-7.3亿千瓦。

　　综合上述三个角度，2020年煤电装机的合理水平最高不超过9.8亿千瓦。2016年我国煤电装机容量达9.4亿千瓦，已接近2020年煤电需求。在不再审批新的煤电项目的情况下，若全部核准项目建成投产，2020年全国煤电过剩将超过2.2亿千瓦，过剩率达22.4%；若已核准未开工项目全部停止开工，仅核准在建项目全部建成后预计全国煤电过剩将超过1.6亿千瓦，过剩率达16.3%。煤电产能明显过剩。

　　2025年11.5亿千瓦将成历史峰值

　　我国中长期煤电需求预测基于中国电力源网荷协调规划模型进行研判。该模型以区域为颗粒度，综合考虑各类电源、跨区输电通道、以及能效电厂与需求响应资源。模型以规划期内系统建设运行总成本最小化为目标，考虑了电力、电量、调峰能力三方面平衡约束，并计及了碳排放等其他十余项约束条件。通过求解该模型，可得到规划期内逐年各类电源装机容量、跨区输电通道容量、需求侧资源规模的规划方案。模型研发成果已在国际顶尖期刊《Energy》公开发表。

　　针对我国中长期煤电需求问题，基于该模型进行2017-2030年电力规划。考虑2030年我国电量需求为10.4万亿千瓦时，最大负荷为18.2亿千瓦。根据模型计算结果，我国煤电需求峰值约为11.5亿千瓦，预计2025年左右达峰。考虑到我国2030年碳排放达峰的承诺，以及电力需求增长趋缓、新能源发电技术经济特性日益成熟的基本判断，煤电容量达峰后将会持续下降，11.5亿千瓦将成为历史性峰值。

　　另外，通过解析程序运行发现：电量平衡是决定我国多数地区煤电需求的关键约束因素，仅在西北和华北部分地区煤电装机容量由调峰容量约束主要影响。说明至2030年，决定我国煤电需求的主要还是煤电的电量供应属性，在西北和华北风电富集地区有必要出于调峰目的新增少量煤电机组，但无需为提供电力容量保障而新建机组。

　　煤电三大政策建议

　　1严控煤电增量，收紧热电项目审批政策

　　在煤电明显过剩的环境下，严控煤电增量是当务之急。“十三五”期间应尽最大努力确保煤电零增量，“十四五”期间可在西部新能源渗透率高的地方少量布局高效煤电机组，以促进大规模新能源消纳与外送。另外值得注意的是，热电联产机组由于能源利用效率相对较高，且肩负着供热任务，成为煤电审批的特殊地带。近年来许多煤电项目以热电联产形式上马。在煤电严重过剩的大背景下，应警惕热电联产项目成为新增煤电的借口。

　　实际上，许多热电联产机组一年中更多以普通煤电机组的方式运行。此外，在供暖期热电机组“以热定电”的运行方式极大影响了电力系统调峰能力，是造成我国“三北”弃风的重要原因。特别是在国家大力推动清洁取暖的今天，更应慎重核准新增煤电热电联产项目，对于增量供热需求宜直接采用电采暖、燃气采暖等清洁供热技术。

　　2行政与市场手段并举，在东中部削减煤电存量

　　在污染相对严重的东中部地区，要下定决心向煤电存量开刀。煤电机组密度高、空气污染严重且存在过度取水的华北地区宜成为去存量的先行区域。根据笔者调研，目前仍有许多低效率、高排放的小容量机组在运行，多集中于企业自备电厂与供热电厂，山东省某市实际在运的20万、10万千瓦以下机组在煤电总容量中的占比分别达到21%、11%。“十三五”期间应逐步淘汰落后产能，减轻东中部环境压力，同时为我国新能源发展腾出空间。

　　一方面，应尽快摸清各地实际在运的落后产能情况，采取必要行政手段，在自备电厂和小规模热电厂等领域发力去产能。另一方面，通过有序放开发用电计划，以市场的方式促进机组间的优胜劣汰。同时可参考银东直流放开送受电计划的经验，在更大范围形成市场竞争，促进西部的新能源与高效火电替代东中部低效产能。行政方式见效快，但市场方式才治本。长远来看，政府要做的是设计好市场规则，避免低效机组以不合理方式躲过市场竞争。

　　3加快建立辅助服务市场，促进煤电角色转变

　　随着可再生能源在电力系统中渗透率逐渐提高，煤电机组应更好发挥调峰调频、容量备用等作用，煤电装机过剩的情况下更应加快推进其角色转变。

　　为此，需尽快建立完善的辅助服务市场体系，让煤电厂能够在新的角色定位中赚钱，引导煤电机组积极进行灵活性改造，转变运行方式。东北地区已先行建立辅助服务市场运营规则，应基于对市场运行情况的总结分析与对煤电机组提供辅助服务典型样本的调研，不断完善辅助服务市场规则，并尽快推广至我国其他地区。（文丨张宁 国网能源研究院研究员）