深度丨中國究竟需要多少煤電？

近年來，火電機組利用小時數持續下降，反映出煤電怎樣的過剩程度？隨著新能源發展，煤電機組的角色將從電量供應逐步向電力供應、靈活調峰供應轉變，在不同角色定位下，還有多少新增煤電需求？面對煤電產能過剩風險，宜採取哪些政策措施？本文嘗試對這三個問題進行分析與解答。

文丨張寧

利用小時數僅為國際均值70.9%

利用小時數是反應裝機過剩程度的主要判據。近年來，火電機組利用小時數不斷下降，2016年僅為4165小時，連續第二年低於4500小時的紅線。一般而言，5500小時往往是煤電機組規劃設計的基準線，如果利用小時數低於5000則可認為存在裝機過剩。在風光電發電量佔比只有5.1%的情況下，煤電機組的角色與運行方式尚未受到明顯影響，故上述標準仍然適用。當前煤電利用水平僅為設計基準的75.7%。

從世界主要國家情況看，澳大利亞、希臘、德國、印度、韓國、南非等國家與一樣以煤電為主力電源，2015年煤電機組平均利用小時數分別為5994、5848、4999、5694、7033、5694小時，均明顯高於水平。上述國家煤電機組利用小時數的平均值為5877小時，煤電機組的利用小時數僅為該水平的70.9%，煤電產能利用率之低可見一斑。

2020年裝機最高9.8億千瓦

在去年11月發布的《電力發展「十三五」規劃》（以下簡稱《規劃》）中，煤電的規劃容量為「控制在11億千瓦以內」，這是基於已有與在建煤電機組明顯過剩的背景下從實操可行性角度提出的目標，並非2020年煤電合理裝機規模。雖然目前電源是整體性過剩，但在能源轉型大背景下，煤電註定是被替代的對象，並且《規劃》中新能源的發展目標已被大幅調低，故此處以其他電源的規劃目標倒算煤電的合理空間。

煤電機組在電力系統中的作用主要有三個方面：滿足電量需求、滿足電力需求、滿足靈活性調峰需求。判斷未來煤電裝機需求需從上述三個方面分別進行計算分析。

首先是電量平衡角度。2020年全社會用電量預計將達6.8-7.2萬億千瓦時，另考慮0.2萬億千瓦時電量儲備。根據《規劃》中對可再生能源、核電、氣電等提出的明確規劃目標，並基於2016年發布的風電、光伏保障性收購利用小時以及近年來相關電源實際運行情況確定各類電源利用小時數，算得上述電源可提供的總電量約為2.5萬億千瓦時，留給煤電的電量空間約為4.5-4.9萬億千瓦時。若按5000利用小時計算，煤電裝機容量應為9.0-9.8億千瓦。

其次是電力平衡角度。預計2020年全國最大負荷需求約為11.5-12.1億千瓦。水電、風電、太陽能發電、核電和氣電的裝機容量仍取規劃值，另考慮抽水蓄能裝機0.4億千瓦。風電、太陽能發電的容量置信度取10%，系統備用率取20%，經計算煤電裝機容量需求約為8.0-8.7億千瓦。即使在保守情景下，假設太陽能發電不參與峰荷電力平衡，系統備用率取25%，煤電裝機容量需求約為8.7-9.4億千瓦。

再次是靈活調峰角度。根據《規劃》中風電、太陽能發電裝機容量目標，2020年風光電的調峰容量需求約2.67億千瓦。另考慮負荷波動帶來的調峰需求約2.88-3.03億千瓦。按最保守估計，假設風光電完全反調峰，則系統總調峰容量需求為5.55-5.70億千瓦。抽水蓄能和燃氣機組在《規劃》中的容量分別為0.4億千瓦、1.1億千瓦，另取需求響應容量0.35億千瓦、儲能容量0.2億千瓦，上述靈活性資源共計2.05億千瓦，需煤電調峰的缺口為3.50-3.65億千瓦。按煤電機組平均調峰深度50%估算，煤電容量需求約為7.0-7.3億千瓦。

綜合上述三個角度，2020年煤電裝機的合理水平最高不超過9.8億千瓦。2016年煤電裝機容量達9.4億千瓦，已接近2020年煤電需求。在不再審批新的煤電項目的情況下，若全部核准項目建成投產，2020年全國煤電過剩將超過2.2億千瓦，過剩率達22.4%；若已核准未開工項目全部停止開工，僅核准在建項目全部建成后預計全國煤電過剩將超過1.6億千瓦，過剩率達16.3%。煤電產能明顯過剩。

中長期煤電需求預測基於電力源網荷協調規劃模型進行研判。該模型以區域為顆粒度，綜合考慮各類電源、跨區輸電通道、以及能效電廠與需求響應資源。模型以規劃期內系統建設運行總成本最小化為目標，考慮了電力、電量、調峰能力三方面平衡約束，並計及了碳排放等其他十餘項約束條件。通過求解該模型，可得到規劃期內逐年各類電源裝機容量、跨區輸電通道容量、需求側資源規模的規劃方案。模型研發成果已在國際頂尖期刊《Energy》公開發表。

針對中長期煤電需求問題，基於該模型進行2017-2030年電力規劃。考慮2030年電量需求為10.4萬億千瓦時，最大負荷為18.2億千瓦。根據模型計算結果，煤電需求峰值約為11.5億千瓦，預計2025年左右達峰。考慮到2030年碳排放達峰的承諾，以及電力需求增長趨緩、新能源發電技術經濟特性日益成熟的基本判斷，煤電容量達峰后將會持續下降，11.5億千瓦將成為歷史性峰值。

另外，通過解析程序運行發現：電量平衡是決定多數地區煤電需求的關鍵約束因素，僅在西北和華北部分地區煤電裝機容量由調峰容量約束主要影響。說明至2030年，決定煤電需求的主要還是煤電的電量供應屬性，在西北和華北風電富集地區有必要出於調峰目的新增少量煤電機組，但無需為提供電力容量保障而新建機組。

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嚴控煤電增量，收緊熱電項目審批政策

在煤電明顯過剩的環境下，嚴控煤電增量是當務之急。「十三五」期間應盡最大努力確保煤電零增量，「十四五」期間可在西部新能源滲透率高的地方少量布局高效煤電機組，以促進大規模新能源消納與外送。另外值得注意的是，熱電聯產機組由於能源利用效率相對較高，且肩負著供熱任務，成為煤電審批的特殊地帶。近年來許多煤電項目以熱電聯產形式上馬。在煤電嚴重過剩的大背景下，應警惕熱電聯產項目成為新增煤電的借口。

實際上，許多熱電聯產機組一年中更多以普通煤電機組的方式運行。此外，在供暖期熱電機組「以熱定電」的運行方式極大影響了電力系統調峰能力，是造成「三北」棄風的重要原因。特別是在國家大力推動清潔取暖的今天，更應慎重核准新增煤電熱電聯產項目，對於增量供熱需求宜直接採用電採暖、燃氣採暖等清潔供熱技術。

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行政與市場手段並舉，在東中部削減煤電存量

在污染相對嚴重的東中部地區，要下定決心向煤電存量開刀。煤電機組密度高、空氣污染嚴重且存在過度取水的華北地區宜成為去存量的先行區域。根據筆者調研，目前仍有許多低效率、高排放的小容量機組在運行，多集中於企業自備電廠與供熱電廠，山東省某市實際在運的20萬、10萬千瓦以下機組在煤電總容量中的佔比分別達到21%、11%。「十三五」期間應逐步淘汰落後產能，減輕東中部環境壓力，同時為新能源發展騰出空間。

一方面，應儘快摸清各地實際在運的落後產能情況，採取必要行政手段，在自備電廠和小規模熱電廠等領域發力去產能。另一方面，通過有序放開發用電計劃，以市場的方式促進機組間的優勝劣汰。同時可參考銀東直流放開送受電計劃的經驗，在更大範圍形成市場競爭，促進西部的新能源與高效火電替代東中部低效產能。行政方式見效快，但市場方式才治本。長遠來看，政府要做的是設計好市場規則，避免低效機組以不合理方式躲過市場競爭。

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加快建立輔助服務市場，促進煤電角色轉變

隨著可再生能源在電力系統中滲透率逐漸提高，煤電機組應更好發揮調峰調頻、容量備用等作用，煤電裝機過剩的情況下更應加快推進其角色轉變。

為此，需儘快建立完善的輔助服務市場體系，讓煤電廠能夠在新的角色定位中賺錢，引導煤電機組積極進行靈活性改造，轉變運行方式。東北地區已先行建立輔助服務市場運營規則，應基於對市場運行情況的總結分析與對煤電機組提供輔助服務典型樣本的調研，不斷完善輔助服務市場規則，並儘快推廣至其他地區。