333体育手机版入口：袁家海、张浩楠：“十四五”电力规划与煤电定位转型研究
本文摘要：一、煤电高质量发展的形势与拒绝不受多重因素影响，十三五期间电力市场需求增长速度转好，从2015年的0.96%触底声浪到2018年的8.5%，近超强预期。
一、煤电高质量发展的形势与拒绝不受多重因素影响，十三五期间电力市场需求增长速度转好，从2015年的0.96%触底声浪到2018年的8.5%，近超强预期。据国家电网公司数据统计资料，2018年温度出现异常、电能替代和环保管理分别夹住电力市场需求快速增长1.2%、2.4%和0.5%，而经济快速增长则贡献了剩下的4.4%。
可以显现出，经济因素一直是影响电力市场需求的关键，推高2018年电力消费低增长速度的主要是偶发因素（温度出现异常）变换短期政策效应的集中于获释（环保、电能替代），不具备代表性和可持续性。中国的电力市场需求与经济快速增长仍然关系密切，尽管全社会用电量增长速度与GDP增长速度一升一叛，但并不意味著电力与经济管理体制，未来电力消费增长速度不致要回升，原因在于：一是推高电量消费的政策或者偶发因素多是短期影响因素，从长年来看对拉升电力市场需求起到并不大；二是中国电力消费增长速度呈现出波动性变化，电力消费弹性系数很难多达2004年1.5的峰值，在经济上行压力下，电力消费增长速度无法重现2018年的高增长速度；三就是指发达国家电力消费快速增长规律来看，人均GDP超过1万美元、人均用电量超过5000千瓦时的阶段后，人均用电量快速增长趋势上升，即使中国电气化亲率要低于同发展阶段的国家，但是没理由判断这种非均衡状态不会仍然持续下去，且在经济上行压力变换2018年用电市场需求低基数的前提下，未来电力市场需求增长速度不致减慢。
从意味著增量来看，五年期内万亿千瓦时的快速增长量级仍将持续下去，预计2035年后，全社会电力市场需求将转入平台期。2016年起，煤电生产能力不足问题突显，国家发展改革委、国家能源局印发多份文件调控煤电建设规模，拒绝十三五煤电装机力争掌控在11亿千瓦以内。然而，2017年底以来电力市场需求经常出现了转好，2018全年电力市场需求超强预期快速增长，特别是在是温度出现异常带给的超强短期夏季尖峰负荷的经常出现（2018年夏季山东、江苏、江西、陕西等省区共计经常出现了大约1500万千瓦的尖峰负荷缺口），使得我国电源结构不合理及区域布局不合理对立更为突显。决策层面临煤电的政策导向随之再次发生错综复杂变化，政策导向从2016年以来的严控煤电生产能力不足变成补足能源基础设施短板，有效地消弭电力、煤炭区域性时段性供需矛盾。
2018年底以来，引领煤电高质量发展沦为主基调。煤电高质量发展的首要任务是要确保近期（十四五）和中长期（2030～2050年）的电力市场需求和供应安全性，同时也要为能源生产和消费革命/生态文明拒绝下的中长期电力转型和可再生能源低比例发展留足空间，并在电力市场环境下融合自身竞争优势找准功能定位和盈利点。
就符合电力市场需求与能源生产和消费革命的双重拒绝而言，要密码气候变化背景下的煤电高质量发展课题，必须客观做到电力市场需求的近期动态与中长期趋势，并对能源生产和消费革命拒绝下的电力低碳目标与转型路径展开系统全面辨别，这一方面要求了煤电的发展空间下限，另一方面也在可再生能源低比例发展场景下对煤电功能定位明确提出了新的拒绝。二、对十四五电力规划的若干思维1.全社会用电量增长速度呈现出波动性变化，辨别2018年为本次电力市场需求增长速度的峰值，在2018年全社会用电量大基数的前提下，未来电力市场需求增长速度将有所上升。电力供应能力充裕，各类电源利用率有所提高；全社会用电量增长速度呈现出周期性变化，人均用电量下跌空间较小。
电能替代和电气化亲率提升短期内不会拉高用电市场需求，但不过是把未来终端消费要改以用电的部分能源需求提早获释或构建了，因此从长年来看对拉升电力市场需求起到并不大。综合考虑到能效技术变革和电气化水平提升因素及对比主要国家电力消费快速增长规律，我国电力经济发展轨迹与韩国相近，十四五期间电力市场需求年均增长速度在3%~4%之间，2025年全社会用电量8.5~8.8万亿千瓦时、人均用电量6000~6200千瓦时/人；2020~2035年电力市场需求年均增长速度为2.4%~2.8%。我国行业发展转入主动去库存阶段的概率较小，工业企业将大幅度增加生产规模，造成工业电力市场需求增长速度下降风险减小。未来我国构建新旧动能切换，新兴生产行业、三产和居民在全社会用电量中将占有主要地位，电力市场需求另有快速增长空间，预计十四五期间黑色、有色和非金属矿物制品业年均用电增长速度为1%、1.5%和2%。
2.十四五期间，陆上风电、光伏电站将全面实现平价网际网路，分布式光伏和分散式风电也可在除居民的所有场景下构建购电侧平价；海上风电也未来将会在近中期构建平价网际网路。可再生能源大范围增量替代效应和区域性存量替代效应强化，预计可再生能源可获取的追加电量相等于2.7亿千瓦煤电机组的发电量（2025年较2018年），可以节约3.9亿吨标准煤。3.基于有所不同的发展目标，仿真了三种发展路径：常规发展情景（BAU）下十四五期间煤电依然作为主力电源确保电力供应，且新疆、甘肃、宁夏、陕西等地将之后新建一批煤电项目，2025年非化石能源发电量占到比超过40%；新政策发展情景（NPS）相结合电改9号文和能源生产和消费革命战略设计，该情景下十四五期间将引进现货市场、推展横跨省区电力交易，仍然新的核准建设煤电项目，只续建十三五期间停车缓建的项目，2025年非化石能源发电量占到比超过42%，2030年非化石能源发电量占到比达50%，即能源生产革命拒绝的目标；低碳发展情景（LCS）下，能源涉及部门增强了对于遵守《巴黎协议》高于2℃气候变化目标的行动，该情景下十四五期间更进一步传输煤炭消费，仍然建设煤电项目，更进一步优化横跨省区电力调度，大力增强能源效率，2025年非化石能源发电量占到比达44%，2030年非化石能源发电占到比未来将会多达54%。在符合十四五期间电力市场需求、各类型资源可研发潜力、可再生能源发电竞争力、可调动的市场需求号召规模、系统灵活性及非化石能源发展目标等约束下，使用规划模型测算三种电力发展情景中2025年全国电源装机规模分别为27.18亿千瓦、27.61亿千瓦、27.64亿千瓦，非化石能源发电装机比重分别为50.3%、52.6%和55.1%，发电量比重分别为39.6%、41.7%和43.7%。
只有BAU情景中煤电在十四五期间依然对电量的快速增长有少量的贡献，但其规模过低、年利用小数较低，运营效率十分不经济；NPS和LCS情景相比BAU情景更为洗手、经济及高效，不能调度的电源（主要为太阳能光伏发电和风电）占到比分别超过31%和32.4%，这对电力系统而言具备一定的挑战性，但从丹麦、德国、瑞典等可再生能源发电占到较为低的国家电力系统运营情况看，其风险总体高效率。4.在2018年全国煤电装机容量（10.08亿千瓦）基础上，辨别预计追加（10435万千瓦）和除役（2758万千瓦）机组情况，预计2020年煤电装机规模10.8亿千瓦，合乎十三五电力规划的目标拒绝。假设十四五期间之后追加1亿千瓦煤电装机，长时间除役3300万千瓦，则2025年煤电装机规模大约为11.5亿千瓦。
这是不考虑到政策介入和市场需求号召削峰的基准结果，同时也是煤电年利用小时数维持在可拒绝接受区间（低于4000小时）的估计结果。在当前电缆线路地下通道能力约束下，考虑到市场需求号召削峰及系统可靠性，全国2025年煤电装机合理规模不应维持在10.5~10.8亿千瓦左右，若市场需求号召削去峰规模约将近预期目标（只构成最低用电负荷3%的市场需求号召规模），则煤电合理规模不应维持在10.7~11.1亿千瓦左右。表格1区域性电网及全国电网煤电装机合理规模明确来看，华北电网内十四五期间煤电装机合理规模最低，主要原因在于区域内负荷增长速度较慢、外送来规模较小（主要是送来华东地区）以及蒙东、冀北的大量可再生能源并网后须要相当规模的火电机组为其当作可用电源以确保电力安全性。
其次是西北电网和华东电网。西北电网内合理规模较高的主要原因在于外送来规模大（主要送来东中部地区）及煤炭资源非常丰富；华东电网内较高的原因在于十三五和十四五期间在该区域内投产的光伏和风电规模大，大量间隙性电源终端电网后不会对系统的灵活性明确提出新的拒绝，大量的小容量火电机组需为其当作可用电源以确保调度安全性。华中电网内部各类资源更为平衡，同时也作为电力流主要受端之一，煤电装机市场需求较低，只是因为近些年区域内负荷增长速度较慢，因此必须一定规模的煤电作为承托。南方电网和西南电网区域内享有极其丰富的水电资源，因此可通过水电来替代大量煤电市场需求。
此外，南方电网区域内还有相当规模的核电机组，也可替代一定规模的煤电市场需求。东北电网内由于负荷增长速度较快，同时还有一定规模的可再生能源装机，因此煤电市场需求低于。
三、煤电定位与转型路径（一）煤电定位调整的总体思路十四五煤电行业发展内外交困，煤炭价格居高不下、环保投放、碳价带给的成本压力，加之电力市场化改革、规划目标、风光平价、生态环境约束、区域发展政策等激化了煤电企业经营困境，被迫煤电行业必需作出极大变革。近年来，电力发展问题集中于展现出为煤电生产能力区域性不足、弃风弃光弃水问题不利、跨区电缆省间壁垒僵局、区域性时段性负荷严重不足、风光超强预期发展带给的电力系统安全性挑战等，这些问题牵涉到多个方面，但破题的关键是煤电如何优化发展。因为煤电作为主力电源，同时也是现有技术条件以及我国能源资源禀赋情况下最经济可信的大型调峰、调频、调压的灵活性电源，煤电的功能调整和新的定位是确保可再生能源消纳、前进市场化改革、减轻煤电企业困境的最必要有效地的措施。
中长期内，煤电在我国能源体系中仍然占有最重要地位。虽然煤电洗手高效发展获得了突飞猛进的变革，但仍然不存在短板，灵活性严重不足、陈旧机组拖垮、领先机组排放量效果不合格、采买电厂僵局等。
全国有所不同地区发展基本面不存在差异，煤电机组定位调整要贯彻根据有所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、可再生能源发展与替代潜力、灵活性改建拒绝与电源结构优化潜力等，融合煤电机组自身特性作出差异化决策，防止一刀切。可以说道，当前传统化石能源（煤炭）的清洁化利用是我国能源生产革命的主要措施，集中于展现出为从技术变革层面来推展煤电洗手高效发展；中长期看，还是要靠可再生能源的规模化发展来构建能源生产和消费革命，这就必须煤电作出极大变革和壮烈牺牲，从市场机制、盈利模式、技术理念到机组运营展开全方位的深刻印象调整，以分担基荷保供、灵活性调峰、辅助可用的多角色重任。从全国层面来看，煤电定位调整的大方向是：大容量低参数的先进设备煤电机组要充分发挥低能效优势作为基荷电源运营，可以更进一步通过获取热、汽、水等综合能源服务来提升能源利用效率；通过完备的辅助服务产品设计，确保30万~60万千瓦亚临界机组科学合理地充分发挥灵活性辅助服务起到，构建存量机组由电量型机组向电力型机组改变；运营年限较长的20万千瓦及以下常规纯凝机组，合乎能效、环保标准的将逐步向可用和辅助服务机组转型，不合乎能效环保标准的则将逐步解散市场。未来的煤电机组要合乎环保能效的硬拒绝，即不不存在低煤耗高污染的领先生产能力，即便是小机组，只要符合标准且当地有运营市场需求，也可以通过调整自身功能的市场定位来提供收益。
从区域层面来看，煤电功能定位调整要充分考虑电力供需特征和电力系统特性。将全国区分为东北、西北、华北、华中、华东、西南和华南七个区域，各地区电力发展面对的困境有所不同：1）三北地区火电比重较高，可再生能源发展很快，但灵活性调峰电源比重严重不足3%，特别是在是冬季暖气期弃风状况相当严重，以吉林为事例，供热机组占到火电机组的比重高达74%，冬季健供热和新能源消纳的对立十分引人注目（2017年吉林弃风电量23亿千瓦时，弃风率21%）；2）2018年，华北和华东地区的火电装机容量比重皆多达了70%，从环境承载力来看，华北和华东的单位面积火电装机容量分别为155.51千瓦/平方千米和496.98千瓦/平方千米，是全国平均水平的1.3倍和4.2倍，使本已薄弱的生态系统忍受极大的环境压力，随着两个地区环保政策的越发严苛，煤电发展空间很大有限；3）华南和西南地区追加的水电和煤电项目皆较多，为确保水电多发多用，煤电发电空间被传输；4）东中部电力受端地区自身装机容量和发电量快速增长增加了购电市场需求，网架结构、外送来地下通道和市场机制等因素制约了部分电力运送，造成送来末端电力供应不足局面激化。七大区域的电力特征及差异化煤电定位如表格2右图。
总体来看，各区域的煤电未来都要提高灵活性，以适应环境能源转型和低比例可再生能源终端市场需求；华北和华中地区是未来煤电减量化的重点区域，西北地区应承纳未来一定规模的煤电增量，从而构建煤电布局的东退西入；华中和华东地区作为西电东送来的主要受端、华南作为西南水电的主要受端，当地煤电既要让给一部分发电空间，还要分担部分调峰市场需求；东北地区则必须了解挖出热电联产机组的调峰潜力。（二）煤电转型路径煤电功能定位调整牵涉到整体行业体制机制，势必会导致行业阵痛，但在内外困境的被迫下，尽快作出调整、防止更大风险的经常出现是增进煤电高质量发展的必然选择。
煤电定位调整的转型路径可以总结为以下四个方面：1.有序前进煤电布局调整。十三五前期是依赖多份煤电调控政策来强迫约束煤电发展规模，2022年的煤电建设预警文件限制了多个省份的煤电发展约束，但并不意味著煤电的发展环境宽松。如今失去价格优势、市场竞价规则改变、风光平价网际网路、宏观政策目标和区域环保拒绝包含了煤电的硬约束，特别是在是在东中部地区，煤电早已丧失了传统优势，在国家政策导向的驱动下，煤电产业布局要渐渐向中西部移往，相结合西电东送来将电力大基地的清洁能源与火电打捆输送到东中部的负荷中心。当前煤电定位调整工作应该之后稳固和深化十三五煤电供给侧改革成果，严控东中部煤电追加规模，在对煤电有贯彻市场需求的省市（考虑到当地市场需求快速增长和电力输入输出后不存在较小负荷缺口）有序放松部分停车缓建项目，但仍然核准新的煤电项目，并之后出局领先生产能力，转而耕耘西部煤电大基地，实行煤电一体化发展，相结合特高压电缆网络构建更加大规模内的资源优化配备。
2.减缓灵活性改建与适合机组战略报废。从全国资源特性和现有技术条件的角度来看，煤电是尤为经济可信和最不具研发潜力的灵活性电源。低比例可再生能源终端电网带给的电力、电量均衡和调峰问题必须依赖大规模的煤电获取灵活性可用服务来解决问题。
煤电灵活性改建应该在全国范围内积极开展，但目前对电源灵活性市场需求最显著的三北地区的煤电灵活性改建工作进展较慢，与超强预期发展的可再生能源相当严重紊乱。十四五期间灵活性改建不应沦为煤电行业发展的首要任务。
此外，还必须从系统市场需求和存量机组价值最大化角度抵达，部分机组仍具备较好用于状态，作为战略可用机组可获取辅助服务，增加机组关闭带给的负面影响。3.探寻煤电盈利新机制。
煤价下跌、机组利用率上升、环保投放增大等因素使得煤电企业经常出现大面积亏损，资产沉没风险减轻。随着电力市场化改革和可再生能源平价网际网路的前进，如果煤电仍然激进着传统经营模式，势必会遭到更大的损失。在电力服务多元化、智能化的竞争环境下，设计合适有所不同功能定位的煤电机组的市场机制和商业盈利模式，通过市场鼓舞的手段可以增加利益相关者方面的阻力，有助煤电深度调整的平稳过渡。
目前来看，煤电盈利机制主要为两种：1）现货市场下，高效率机组依赖较低煤耗的成本优势可取得竞价利润，同时也可挣脱计划电量的容许，不断扩大市场份额，同时提升电力系统整体效益。有研究找到，通过现货市场对煤电机组调度效率和可再生能源并网的优化，系统可以减少3.6%的净发电成本和4.4%的碳排放。2）低效率、低成本机组则可以自由选择在辅助服务市场布局，积极参与调峰、可用、调压等辅助服务来提供收益。以东北为事例，涉及数据表明，2018年度东北电力有偿调峰辅助服务费用合计27.8亿元，平均价格0.525元/千瓦时（实际最低出有清价格1元/千瓦时，实际低于出有清价格0.16元/千瓦时），低于当地燃煤标杆电价，且96%的辅助服务补偿费用都用作调峰；同时，西北、华北等电力辅助服务市场也在逐步完善。
以市场机制逐步代替行政拒绝的方式提高煤电参予辅助服务的积极性是电力改革与能源转型协同迫切需要解决问题好的问题。4.源网建设协商共济。如果按照高于2℃排放量目标的拒绝来倒逼煤电发展空间，煤电装机规模不应在2020年达峰后很快上升，但从当前政策条件来看，煤电装机容量呈圆形再行升至后叛的趋势，预计2025年前后达峰。
风电、光伏等波动性电源的大规模发展，加之资源区与负荷区的逆向产于，必须灵活性电源和柔性电缆网络的联合反对，即电源外侧资源（灵活性煤电、气电、抽蓄和光热等）、负荷外侧资源（市场需求号召）、储能外侧资源（电储能、热储能）和电网外侧资源（横跨时区负荷有序）等灵活性资源的协调发展。考虑到各类电源和电网规划建设的迟缓周期不完全一致，必须制订更加科学全面将来的电力规划方案，以推展煤电机组的定位转型。
四、政策建议1.电力规划引领源网荷储协调发展。十四五电力市场需求增长速度下降，但在十三五全社会用电量7.5万亿千瓦时量级的基础上，预计十四五仍然可以构建万亿千瓦时量级的电力市场需求增量。按照低碳发展理念，特别是在是高于2℃情景的拒绝，十四五期间的市场需求增量不应由洗手/可再生能源来符合，但当前的政策情景要求了煤电装机仍不会有一定的快速增长空间，而新能源增长势头减，为提升机组利用率、增加弃电损失，就必须统筹安排灵活性电源、风光等波动性电源和区域电网的规划建设，以灵活性高效的方式联合推展电力系统优化运营。
煤电灵活性改建、调峰气电、抽蓄、储能和DR将有力承托低比例可再生能源系统，同时，区域电网可以构建有所不同资源条件和负荷特性的地域间横跨时区清净负荷时序有序，通过不断扩大联网范围有效地入手波动，构建等效调峰效果。考虑到各类电源和电网规划建设的迟缓周期不完全一致，西部多能源电力大基地建设、中东部的分布式能源自给自足消纳，必须制订科学将来的电力规划方案，构建源、网、荷、储协商共济。2.能源革命2030年目标回首与环保软约束引领煤电再行定位。
1）严控煤电增量，在充分发挥电力系统的调节能力后，按照市场需求有序获释停车缓建项目，保证2020年煤电装机掌控在11亿千瓦以内；2025年煤电装机总量掌控在11.5亿千瓦。研究指出，随着十四五电力市场需求的更进一步上升，在追加电量市场需求中煤电的市场份额将更进一步上升；而十五五期间很可能会经常出现增量市场需求几乎由可再生能源来符合、并逐步渗入存量市场需求的情况。2）优化煤电存量，极力出局不合格煤电生产能力。
对于无法超过环保拒绝的、经济效益极为好转的机组极力关闭。必须具体，出局不单是非常简单的机组关闭，还包括提高机组的系统价值，部分机组改建后合乎环保等涉及标准的，可以作为战略可用机组之后获取服务。这一方面防止了不必要的机组新建，另一方面也减轻了领先煤电机组解散的经济损失和负面社会影响。
提升煤电灵活性。3）提高电力系统灵活性，随着可再生能源较慢发展，我国不应设施获释适当的煤电灵活性调节能力，将各地新能源规模总量与煤电灵活性提高规模挂勾，将煤电灵活性提高规模划入区域发展规划，分解成实施并构建总量掌控。同时，要优化电网调度运营方式，确认合理的调峰深度，提高能源利用效率，推展存量煤电构建由电量型机组向电力电量型机组的定位改变。
3.市场机制推展煤电定位调整。建构有所不同时间维度，还包括能量、容量、辅助服务等有所不同交易对象的原始市场结构，专责有所不同市场之间的交会机制。
建构合理的价格机制，完善完备差异化补偿机制，以经济鼓舞引领各类煤电找准定位，充分发挥各类存量煤电机组系统价值，以高质量的煤电发展推展绿色低碳能源转型。充分发挥现货市场竞价规则，倒逼领先陈旧煤电机组的竞争性出局。更进一步完备省间交易机制，超越脱节的利益分配格局，做到大跨区电缆的盘子，构建在更大范围内的资源调配与电力互济。4.着力深挖市场需求外侧管理潜力。
当前，我国对电网公司市场需求号召和节电考核标准皆为供电量的0.3%，与欧美等国监管机构对电力公司2~3%的节电目标拒绝相距甚远。能源消费革命的本质就是能效。在过去一段时间，电力供应相比之下小于市场需求的背景下，国家电网公司首先明确提出了电能替代，2014年后在空气质量提高的约束下下降为国家政策。
而且随着2018年底八个省级试点现货市场相继启动，动态电价信号也将为市场需求外侧能效潜力的获释获取不利的激励机制。在当前电力市场需求增长势头强大的背景下，十四五不应新的推崇高效节约能源，增加违宪陈旧用电快速增长，用更加将来时间跨度的能源转型目标推倒迫近中期的电力发展路径，低能效情景下电力装机容量不必须超过高位水平才可确保电力供应，同时构建更加深度的电力排放量目标。袁家海 华北电力大学经济与管理学院教授；张浩楠 华北电力大学经济与管理学院博士。
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