煤電未來是否會過熱？從壓減到反彈

近期，我國煤電核準量大幅增加，新項目核準達到近年來最高水平，這一現象引發(fā)廣泛關注。眾所周知，我國一直致力于推動能源結構調整。在能源綠色低碳轉型大背景下，會影響我國碳減排目標的實現嗎？

新增煤電項目還和以前一樣嗎？新增煤電項目要做到“精準滴灌”，投放到需求最迫切的地方去。增強電力保供能力方面，要合理建設一批支撐性、調節(jié)性煤電機組。一部分布局在中東部電力負荷中心，作為本地支撐電源；另一部分布局在大型風光基地及周邊，為輸送新能源提供支撐和調節(jié)。此外，積極推進煤炭清潔高效利用及相關技術研發(fā)，大力推動存量煤電節(jié)能降碳改造、靈活性改造、供熱改造“三改聯動”，在保障電力穩(wěn)定供應、促進新能源消納的基礎上，降低煤電行業(yè)排放水平。

一、煤電從壓減到反彈

淘汰煤電落后產能并不是國家最近才提的要求。早在2016年4月，國家發(fā)改委、能源局已經圍繞壓縮煤電出臺了三份文件?！蛾P于進一步做好煤電行業(yè)淘汰落后產能的通知》、《關于促進我國煤電有序發(fā)展的通知》、《關于建立煤電規(guī)劃建設風險預警機制暨發(fā)布2019年煤電規(guī)劃建設風險預警的通知》三份文件將煤電淘汰的標準作出了安排。

文件提出：不具備供熱改造條件的單機5萬千瓦及以下的純凝煤電機組;大電網覆蓋范圍內，單機10萬千瓦及以下的純凝煤電機組；電網覆蓋范圍內，單機20萬千瓦及以下設計壽命期滿的純凝煤電機組都在淘汰落后產能的范疇。

不僅如此，還取消一批不具備核準條件煤電項目，取消2012年及以前納入規(guī)劃的未核準煤電項目，相應規(guī)模滾入當地未來電力電量平衡；

緩核一批電力盈余省份煤電項目。黑龍江、山東、山西、內蒙古、江蘇、安徽、福建、湖北、河南、寧夏、甘肅、廣東、云南等13省(區(qū))2017年前(含2017年)應暫緩核準除民生熱電外的自用煤電項目(不含國家確定的示范項目)；

緩建一批電力盈余省份煤電項目。黑龍江、遼寧、山東、山西、內蒙古、陜西、寧夏、甘肅、湖北、河南、江蘇、廣東、廣西、貴州、云南等15省(區(qū))，除民生熱電項目外的自用煤電項目，尚未開工建設的，2017年前應暫緩開工建設；

更為嚴厲的措施是嚴格按程序核準建設煤電項目。各省(區(qū)、市)發(fā)展改革委(能源局)要嚴格按照規(guī)定履行核準程序，對于前置條件不具備的煤電項目，不得核準。

政策重壓之下，此后幾年，國內煤電新增裝機出現下滑。據統計，2017年共計核準規(guī)模以上煤電項目12個，共23臺機組，裝機1505萬千瓦;2016年共計核準規(guī)模以上煤電項目38個，共67臺機組，裝機3594萬千瓦;與2015相比，煤電機組臺數和裝機規(guī)模均大幅下滑。

正所謂“物極必反”，在多年壓縮和淘汰煤電產能后，2022年中國煤電卻迎來爆發(fā)式增長。

《簡報》統計，2022年，共有 18 個省份新核準通過了 9071.6 萬千瓦的煤電項目，其中廣東（1818 萬千 瓦）、江蘇（1212 萬千瓦）、安徽（828 萬千瓦）、江西（802 萬千瓦）、河南（735萬千瓦）、河北（606萬千瓦）、浙江（532萬千瓦）和廣西（532萬千瓦）八省新核準煤電裝機總量均超過500萬千瓦。八省審批煤電裝機占全部新審批裝機的77.88%。

2023年第一季度，地方政府持續(xù)推進煤電項目核準工作，新審批通過的煤電項目仍以大型機組為主。2023年第一季度新核準煤電項目裝機達2045萬千瓦，超過2021年獲批煤電的總裝機量。

其中，單個項目裝機量超過66萬千瓦的項目占總獲批項目數量的66.67%。2023年第一季度審批通過煤電項目裝機最多的三個省份為河北（639萬千瓦）、湖北（532萬千瓦）和安徽（264萬千瓦）。

煤電這幾年就像是一個靠“節(jié)食”減肥的人，在瘦下來之后，身體出現了不同程度的問題，因此要吃一些營養(yǎng)品，但隨之而來的反彈效應變得更明顯。

二、供需不匹配是癥結所在

多年以來，局部缺電問題時有發(fā)生很可能癥結不是火電裝機量不足的問題，而是電力供需端口在某一段時間出現了嚴重的不匹配。

從以往的缺電情況看，基本集中在夏季炎熱時，各地空調用電需求激增和冬季采暖時，用電采暖讓電力需求暴漲。而某些省份在特殊季節(jié)的風電和光伏發(fā)電不足，存在較大缺口，用電需求又不能削減的情況下，就出現了局部的時間在特定區(qū)域的電力供應不足的問題。

國際能源網發(fā)現，2022 年，風電、光伏發(fā)電量首次突破1萬億千瓦時，達到1.19萬億千瓦時、同比增長21%，占全社會用電量的 13.8%，接近全國城鄉(xiāng)居民生活用電量新能源機組受阻系數為95%或100%。但這些機組基本上難以參與電力平衡。

我國西南缺電，受枯水期影響，事實上枯水期水電的實際受阻系數約為60%，近4億千瓦的水電裝機，在關鍵的用電負荷高峰季節(jié)，差不多近一半兒的容量指不上。

可再生能源的反調峰特性導致中國電力尖峰容量不足，進一步造成中國電力在負荷高峰時段或極端氣候條件下全國大范圍電力短缺的情況時有發(fā)生。這種缺電現象實際并不是缺電量而是缺電力的容量。即使增加火電裝機，最后還是難以解決，不僅浪費了投資，還會影響火電企業(yè)的經濟效益。

華北電力大學經濟與管理學院聯合發(fā)布的《中國煤電產能過剩及投資泡沫研究》中一針見血地指出：以煤電為主的火電項目大躍進式增長，在“十三五”期間造成超過2億千瓦的裝機過剩和7000億元投資成本浪費。

三、過熱與否的經驗判斷

以個人愚見，或許可以將五年平均新增煤電裝機可以作為一個參考指標?！笆晃濉逼陂g，煤電裝機年均新增6400萬千瓦，“十二五”期間，煤電裝機年均新增4632萬千瓦，而“十三五”期間下降至年均新增3867萬千瓦。

從2012年至2022年十年間并結合未來三年（情景一，2022年增煤電4000萬千瓦，2024～2025年均新增5000萬千瓦）預測煤電投資規(guī)模，“十四五”期間年度平均新增煤電裝機為3952萬千瓦。如果連續(xù)兩年甚至于連續(xù)三年煤電裝機規(guī)模接近8000萬左右，十四五期間年度平均新增煤電裝機為5152千瓦和5952萬千瓦（詳見圖1情景二和圖2情景三）。

情景一的年度新增煤電裝機看似遠不及“十一五”期間的年度平均新增，但是“十四五”及以后的經濟增長率已經處于中低速增長，不再是“十一五”期間較高速增長的勢頭。另外，一旦出現2015年經濟正常增長但全社會用電量卻未同步增長或幾近零增長，煤電行業(yè)就有可能又處于過熱狀態(tài)（用電量增速與GDP增速未必保持一致，詳見圖4）。如果按情景三推測，煤電行業(yè)顯然過度超前。以上僅僅是個經驗判斷，是否科學合理還得用更精確的電力電量平衡法來驗證。

目前，電力行業(yè)判定是否缺電一般用電力電量平衡法進行測算。煤電機組年利用小時數判斷已經不再具有太大參考意義。

時段性的電力平衡可以彌補年度性電量平衡法的不足和缺陷。間歇性、波動性強的新能源靠天吃飯，因不能提供有效容量，而不能參與電力平衡，所以無法保電保供。

在冬夏雙峰時，上述問題尤為突出。裝機規(guī)模高達7.6億的風、光等新能源機組受阻系數為95%或100%，基本上不能參與電力平衡。枯水期水電實際受阻系數約為60%，近4億千瓦的水電裝機，約一半多容量指不上。可再生能源的這個反調峰特性導致頂峰容量不足，造成在負荷高峰期或極端氣候條件下全國大范圍缺電現象頻頻發(fā)生。需要進一步說明的是，此時缺電不是缺電量而是缺電力容量。

這就是如果不同步建設常規(guī)穩(wěn)定電源，風光等無法提供有效容量的可再生能源機組建的越多，就越缺電的根本原因。

打破這一怪圈的關鍵是儲能技術的全面突破。但據清華大學江億院士團隊的研究結果表明，就2050年前而言，跨季節(jié)長周期儲能仍是個難點，無論是儲氫還是儲電，技術上可行但都不具備經濟性，至少仍需保留6.5億火電裝機（這一規(guī)模的科學性與合理性仍需進一步探討）。只有在安全性、經濟性上獲得了實質性突破，新能源+儲能（儲氫）才能成為保供的主力軍，可以有效參與電力平衡，解決因有效容量不足導致的缺電。

如上所述，電力平衡可以科學地推測是否缺電。一般而言，電力系統內有效總裝機容量（火電、水電和核電等不同類型機組總容量乘以其各自有效系數的加權匯總之和）的大于全國最高用電負荷*（1+備用率）即可保障電力供應安全（備用率一般取值范圍為12%～15%），精確計算詳見電力專家陳愚《盛夏未至，緣何缺電》一文，本文僅做估算。

受外部因素影響近兩年氣價飆升，氣電因氣源的穩(wěn)定性和氣價暴漲存在一定制約因素，核電全國總裝機容量近5500萬千瓦，體量太小，暫可忽略不計，雖然去年核準了十臺機組，但因五年的建設周期過長，“十四五”時期暫不考慮其參與電力平衡。等式右側備用率暫不考慮，上述電力平衡公式可以簡化為全國煤電總裝機容量近似等于全國用電負荷峰值即可保障電力平衡。

四、相關政策建議

首先，各省在進行電力平衡研判時，要充分考慮外來電的穩(wěn)定性并進行差異化分析。對于水電輸入和輸出的輸受兩端省份，可以適當提高區(qū)域內的火電機組備用率以備不虞，減輕極端自然天氣情況下的不利影響。

但對于外來電以火電為主的省份，如山東、河北等省，備用率無需過高并且煤電機組總量不宜超過本地區(qū)用電負荷增量，否則輸入端和接受端中必有一側投資過剩。在西北各省，在發(fā)展新能源大基地的同時，一定要理性分析接受端用電負荷增長情況，近期和未來外來電消納情況，避免高速發(fā)展后不得不配備建設煤電機組，造成超前過度投資。

其次，在新建煤電機組的同時，一定要選擇在適合加裝CCS的廠址上進行投資建設。避免為了實現碳中和，機組不得不在正常壽命期內關停，造成不必要的經濟損失。此外，在前期設計時，要考慮三改聯動等相關要求，不要剛投產就改造。

第三，分區(qū)域合理控制煤電建設時序。地方各省應根據近年的本地區(qū)用電負荷增長情況，精確預測和科學規(guī)劃，合理控制煤電投資規(guī)模和建設時序，不宜過度超前。

同時，有序推進可以彌補煤電機組發(fā)電固定成本的容量電價，及時推進電力現貨市場和輔助服務市場?，F階段煤電機組僅靠被嚴格限價的電量電價已經不能正常盈利，問題在四川、云南等水電大省尤為突出嚴重。該類地區(qū)煤電機組連年虧損，部分機組已經面臨資不低債，甚至破產清算的窘境，例如原國電宣威電廠破產清算前資產負債率為225%。

為此，2022年12月，云南省發(fā)改委發(fā)布了《云南省燃煤發(fā)電市場化改革實施方案（試行）》（以下簡稱方案）。方案提出建立燃煤發(fā)電調節(jié)容量市場。一方面，云南煤電調節(jié)容量市場由未自建新型儲能或未購買共享儲能達到裝機規(guī)模10%的風電和光伏支付，未體現“誰受益，誰負擔”的原則，其資金來源的持久性有待驗證；另一方面，目前所制定的容量價格是否合理，能基本覆蓋煤電機組發(fā)電固定成本尚需市場的進一步檢驗。但云南已經為敢為天下先，為全國其他省份做了有益的嘗試。其經驗值得進一步總結并推廣。

一方面，電力保供需要增加煤電機組規(guī)模；另一方面，投資建設新的煤電機組又將陷入虧損。這個問題不得到徹底解決，投資主體在水電大省建設煤電機組的積極性將大打折扣。

最后，對電力央企的考核指標，不宜絕對統一。不同的企業(yè)先天的基因和承擔的責任不同。如清潔化率指標，對于行業(yè)清潔化率最大并且進行了專業(yè)化整合的國家電投，本指標顯然比較適用。而對于部分歷史火電裝機容量較高的電力央企，標準不宜過高、過嚴。

電力央企既是能源保供的壓艙石，又是電力保供的主力軍。因歷史原因造成煤電機組偏多，清潔化率偏低等問題，需要分情況討論。不能“既要統一的清潔化率，又要絕對的電力供給?！?/p>

綜上，前述各類原因導致了本輪煤電投資的熱潮，存在局部省份煤電產業(yè)過剩的隱憂。然而，只有在退潮之后，才能看到究竟是誰在裸泳。作為一名行業(yè)的老兵，衷心希望這一天永不到來。