未来三年电力供需全面趋紧，我们要新建煤电吗？

　　电力规划设计总院的最新研究报告通过对未来三年电力发展进行展望，发现我国电力供需形势全面趋紧，认为经济发展的用电路径依赖短期难以彻底改变，建议需要启动新核准煤电项目以保障电力供应。主管部门和最高决策层对煤电供给侧结构性改革的基本判断亦发生微妙变化，由“严控煤电产能过剩”变为“补齐能源基础设施短板，有效化解电力、煤炭区域性时段性供需矛盾”。

　　部分地区电力供需不平衡导致煤电停缓建政策放宽，然而如果电力短缺都是如2018年迎峰度夏期间尖峰资源不足，且97%以上尖峰负荷主要来自于空调制冷负荷，年持续时间在50-100小时之间，新建煤电会是最合适的选择吗？

　　煤电供给侧结构性改革的基本判断发生微妙变化

　　通过对比国家能源局发布的煤电2019年预警指标与2022年预警指标，发现装机充裕度红色预警的省市由24个降至8个，这表明当前主管部门认为煤电装机过剩情况缓解，多个省份煤电装机容量仍有放开空间。主管部门和最高决策层对煤电供给侧结构性改革的基本判断发生微妙变化，政策导向从2016年以来的“严控煤电产能过剩”变为“补齐能源基础设施短板，有效化解电力、煤炭区域性时段性供需矛盾”，多个省份放开管控限制将煤电机组移出停缓建名单。

　　电力供应总体富余下煤电停缓建政策放宽诱因

　　全国当前电力供应总体富余，部分区域仍存在相对过剩现象。随着宏观经济总体稳中向好，2018年全社会用电量增速从2015年的0.96%触底反弹至8.5%，全社会人均用电量达4889千瓦时，逐步迈入工业化完成阶段。2018年底全国全口径发电装机容量近19亿千瓦，人均装机容量达到1.36千瓦，超过世界平均水平，电力供应能力持续增强。随着非化石能源装机的快速增长，我国发电装机结构不断优化的同时局部地区电力供应能力过剩问题越发明显。2018年火电平均利用小时数4361小时，比国家发展改革委核定火电标杆上网电价的利用小时数5000小时还要低，远低于火电机组设定的标准利用小时数5300-5500小时。2018年，全国31个省市高于4361小时仅有13个，高于5000小时的仅有4个，可见全国煤电整体机组利用率低，仍处于过剩状态。

　　迎峰度夏期间部分地区存在短时尖峰负荷不足，煤电停缓建政策放宽。2018年全社会用电量增长远超预期，尤其是温度异常带来的超短期夏季尖峰负荷出现，山东、江苏、湖北、湖南、江西等省区电网在夏季共出现了约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分布矛盾更加凸显。通过负荷分析，2018年迎峰度夏期间97%以上尖峰负荷的持续时间也只有几个小时或十几小时，且最重要的负荷增长是来自于空调制冷负荷。由于部分地区电力供需不平衡，导致部分地区煤电停缓建政策放宽，2018年能源局下发了《关于印发2018年分省煤电投产项目的通知》，其中涉及11省共34台机组煤电装机移出停缓建名单。根据国家能源局最新煤电规划建设风险预警显示，蒙西、天津、冀北、青海、河南、四川、重庆、福建、广东、广西、云南、贵州十二个省市区预警降级，是否意味着这些省份会全面放开煤电停缓建限制，通过新建煤电来填补用电负荷缺口？

　　存量煤电机组价值潜力挖掘能否实现有效“保供”？

　　我国存量煤电机组潜能未得到充分发挥，发电集团煤电板块生产经营面临严峻挑战。我国煤电机组服役年限较短且利用效率低：我国存量煤电机组平均服役年限为15年，服役时间超过30年占比不超过1.1%，而欧美80%的煤电机组服役时间超过30年，近50%的机组服役时间超过40年；世界主要以煤电为主力电源国家——韩国、澳大利亚、希腊、印度、南非、德国——2015年煤电机组平均利用小时数分别为7033、5994、5848、5694、5694、4999小时，明显高于我国机组利用水平（4361小时），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74%。煤电行业亏损局面短期内仍然难以改观：中电联报告显示2018年火电企业亏损面超过50%，五大发电集团全年火电板块亏损额在140亿元左右；近期更是多家火电企业发布子公司破产清算公告，显示这些电厂严重资不抵债，资产负债率高达150%-300%，远超国资委资产负债率监管红线比率；2019年政府工作报告中提出“一般工商业平均电价再降低10%”的工作任务，预期短期内上调标杆上网电价至火电企业扭转亏损、实现盈利是无法实现的。高煤价与低利用小时下，煤电行业亏损局面仍然难以改观，如果煤电行业供给侧结构性改革不能保持定力，因为非常态负荷增长缺电而放宽停缓建政策、新核煤电项目上马，煤电资产过剩和企业亏损的局面势必会进一步恶化。

　　存量煤电机组寿命管理与升级改造，既能缓解尖峰负荷电力缺口又能减少新建煤电投资与存量煤电资产搁浅。受电力系统特性制约，煤电机组除常规供电外，还承担系统调峰、电源备用、无功平衡等作用，对于存量性能良好煤电机组加以改造和寿命管理，仍可在一定时间内保留作为电力系统正常运行的有效补充。如北京的华能高碑店电厂，目前仍作为北京市内应急电源，并未实施真正关停；原北京第二热电厂也作为电网无功电源使用多年后才真正退役。我国存量燃煤电厂设备技术水平较高，多为亚临界电厂、超临界电厂和超超临界电厂且服役时间相对较短。若不是进行“一刀切”式的关停小机组，而是通过将具有良好性能的机组升级改造向调峰调频转型。这样既避免了新建煤电机组的大量投资，也充分挖掘了存量煤电机组为新能源“让路”和为短期负荷激增“保供”的价值潜力。

　　目前出现短期“缺电力、富电量”状态，是极端气象因素作用下的非常态负荷增长现象。为满足短时间的非常态负荷造成的“短缺电”而新建耗资数十亿的燃煤电厂是否是最合适的选择？局部地区短时间季节性、结构性电力缺口对全社会用电的影响是否需要通过全面放开煤电停缓建限制？尖峰负荷不足究竟通过何种方式解决对煤电管制政策方向与煤电机组定位有重要影响，仍需要主管部门通过比较负荷缺口的解决方案，来强化判断如何才能实现资源最优最有效利用。

　　本文从电力规划与技术经济的角度，结合screening curve理论，假设电力缺口为30万千瓦，选择几种具有代表性的方案，对全年不同时长电力负荷缺口进行分析。电力负荷缺口补足代表性的方案分为三部分介绍：一为机组类，包括新增煤电机组、新增燃气机组、延寿煤电机组三种类型；二为需求响应；三为储能设备。

　　1．机组类

　　选取典型的30万千瓦新建气电、新建煤电和延寿煤电机组的发电成本进行分析。其中延寿煤电机组的改造费用（单位造价）暂设定为机组原单位造价的10%，其他参数按照行业情况和具体数据设定，具体参数设定如表1所示：

表1：不同机组的参数设定

　　2．需求响应

　　需求侧响应作为供需互动的重要手段有助于实现发电侧和需求侧资源的协调优化，与“节能环保”“绿色低碳”“提高效率效益”的发展要求高度契合。2017年9月《电力需求侧管理办法（修订版）》发布，其中明确要求要“逐步形成占年度最大用电负荷3%左右的需求侧机动调峰能力”。2018年，我国多地需求响应实践有了新的进展和突破，激励性需求响应除去通常使用的约定赔偿方式外，竞价模式逐步发展，江苏、山东等地在2018年均采用了竞价模式。

图1: 需求侧响应介绍

表2: 2018年前试点城市需求响应

表3：2018年需求响应实行情况

　　2019年广东省发布《关于征求广东省2019年电力需求响应方案（征求意见稿）意见的函》，规定市场化交易电力用户参与需求响应的服务费价格标准为20元/千瓦·天，非市场化交易电力用户服务费标准为10元/千瓦·天。

　　根据各省需求响应实施情况，假设电力用户参与需求响应的服务费价格标准为18元/千瓦·天，每天出现5小时高峰负荷。

　　3．发电侧储能

　　运用储能系统作为削减尖峰负荷，缓解高峰时段电力压力的手段，需要综合考虑储能系统的放电功率与放电时间。两者共同决定了储能系统的容量，其容量进一步决定了储能的成本。根据电力缺口持续时间不同，储能系统需要配置不同容量。电化学储能系统与其他四种方式不同，其可变成本为所储电量低谷时电费，其年化成本主要为初始投资和运维成本，因此储能系统的容量对其年化成本其决定性作用。随着电力缺口持续时间的增长，所需储能系统容量增长，进而导致screening curve中储能年化成本的增长。为确保储能系统提高电力充裕度的能力，设定最小充放电时间为0.5小时，且电力缺口时长在0-180h之间储能系统容量没有变化，等同于其他策略的初始投资；当电力缺口时长超过180小时时，增加储能系统容量。具体有关储能成本计算与设定表4所示：

表4：发电侧储能成本技术参数设定表

　　年化成本主要包括两项：年化初始投资和固定运维费用，根据模型运算显示结果如图2所示：

图2: 负荷缺口补足不同方案的年化成本

　　由图2可知，随着负荷缺口时长的增长，经济最优选择由需求响应转变为发电侧储能，最后转变为延寿煤电。在短时间电力缺口时，需求响应作为最灵活的方式，在图中截距为零，即初始成本为零；其次为储能、延寿煤电机组、新建气电机组、新建煤电机组。延寿煤电机组是经旧煤电机组改造而来，其初始成本一定低于新建煤电机组，虽然延寿煤电的运行维护费用大于新建煤电，但运行维护费用占比较小。因此，在screening curve模型中，延寿煤电年化成本曲线近乎与新建煤电平行，与新建煤电曲线向下平移类似，即在任何时长下，延寿煤电机组均比新建煤电机组更经济。

　　结论：保持煤电调控定力，充分发挥存量煤电机组系统价值，实现煤电高质量发展

　　尖峰负荷缺口通过放松煤电管制解决并不是最优的选择，而应通过科学安排电力系统运行方式，加强跨省区电力互济，优化调峰电站运行管理，发挥市场机制引导需求响应资源，强化储能，引导存量煤电升级改造与寿命管理。煤电高质量发展的首要任务是要保障近期和中长期的电力需求和供应安全，并在电力市场环境下结合自身竞争优势找准功能定位和盈利点。对存量煤电进行升级改造与寿命管理，是短期内缓解尖峰负荷电力缺口的有效途径之一，可以减少新增煤电需求，同时充分挖掘存量煤电机组为新能源“让路”和为短期负荷激增“保供”的价值潜力，是缓解煤电企业被破产清算和搁浅的最优选择。供给侧结构性改革能否继续保持定力，决定了电力行业整体的健康发展方向，亦将对电力体制改革、电力行业国企改革形成诸多牵制。因此，建议主管部门保持煤电调控定力，对存量煤电机组重新定位，从系统需求和存量机组价值最大化角度出发，充分利用部分仍具有良好使用状态的煤电机组。科学量化这部分机组的系统价值，有序引导这些机组从电量市场中退出，转向提供辅助服务。（袁家海　作者系华北电力大学经济与管理学院教授）