吕伟业：“防范化解煤电产能过剩风险”的几点思考

当前中国煤电产能过剩约为1～1.5亿千瓦是不争的事实。这个状况自2014年开始显现，此过程会跨越整个“十三五”。2020年煤电过剩仍将继续。这个问题造成了上万亿元(包括电网配套)资金积压、资产利用率不高及其它方面的损失。如果把这部分资金用于优化电源结构和建设应有的电网上，不仅可以扭转近年来弃风、弃光、弃水的局面，还可为接纳更多新能源创造有利条件。现在不仅推迟了中国电源结构调整的步伐，还加大了调整的难度。特别在中央每年强调供给侧结构改莫的形势下，教训是沉重的。

20世纪末期曾因局部地区电力过剩，采取了“三年电源项目不开工”一刀切调整方式。随后发生了21世纪初中国电力紧缺局面。这次全国大部分区域的煤电过剩又不得不采取全局性“关停缓”紧缩措施。这种大起大落不是一种健康的发展模式，损失巨大，是不可取的。

《电力决策与舆情参考》2017年第24期“煤电转型升级路何在”中的文章从不同侧面分析了当前煤电产能过剩的现状、原因、消除的措施等。电力发展如何正确贯彻中央供给侧结构改革方针，如何避免未来电力发展再发生类似大起大落的问题，中国各区域电源结构调整的优化方案究竟是什么，是不是应该引起我们深刻反省，认真总结。

本文从规划角度提出四点看法。

一、煤电产能过剩的原因

当前中国煤电产能过剩的原因是多方面的，主要原因是“十二五”规划研究制定时，我们对多年来积累的多行业产能过剩、经济发展的不平衡性、环境生态的严重透支等问题缺乏足够的认识;对经济结构调整的必要性、紧迫性、艰巨性缺乏足够的认识。在“十二五”规划执行中，对十八大后中央为发展绿色低碳经济、坚持供给侧结构改革的一系列措施，思想认识跟不上，采取措施不及时。

“十一五”全社会用电量年平均增长11%，按惯性思维看，“十二五”8%目标不算高，但实际年平均仅为5.8%。2015年煤电总量原规划目标为9.6亿千瓦，实际完成8.84亿千瓦，但与实际需求相比依然过剩。

此外，水电、风电、光电分别超规划目标3000万千瓦、2800万千瓦、2000万千瓦，加剧了电源结构的不平衡。自备电厂2014年已达1.1亿千瓦，其中70%为煤电，自备电厂节能环保差，而平均利用小时却比统调电厂高18%，发展与管理都陷于空白。另外，“十二五”规划在电源结构的规划上有所欠缺，规划动态管理机制也不完善。这些因素更加大了煤电产能过剩。

“十三五”时期，煤电产能将依然过剩的原因与以下因素有关。2014年电源审批权下放，监管服务一时跟不上，各省区地方政府为本地区GDP增长，但对跨多省区、大量远距离电力馈入的区域电网电力供需平衡和消纳可再生能源的必要条件一时很难有清晰概念，造成“十二五”后期过量审批。投资主体缺乏约束机制，因一时煤电利润颇丰造成投资冲动等因素。煤电项目从前期至投产需4～5年，开工到投产需2～3年，这种滞后效应或惯性造成仅按2015年拟建的2.8亿千瓦煤电在2020年前将全部投产，煤电产能过剩不能得到任何缓解。按当前已采取各项“关停缓”和有关预警等有力措施后，如“十三五”全社会用电量平均增长5%，煤电产能还将有所过剩。

合理煤电利用小时数在5000～5500小时，是与过去设备质量水平、上网电价水平相适应的，过去若要达到更高的利用小时数，往往会造成煤电应修未修、带病运行状态，降低电力供应安全水平。2015年、2016年煤电利用小时数仅4319、4165小时，除去30%热电装机，运行小时按3000～3500小时计算，煤电产能过剩也在1～1.2亿千瓦水平。实际上，当今煤电设备质量、系统优化、运行管理水平都有大幅提高，利用小时数可高达7000小时。

二、完善以政府规划为核心的电力行业发展管理体制

政府部门在国家宏观发展战略、方针、目标指引下，根据有关统计数据和规划研究报告，做好规划决策制定，以规划指导行业发展;制定相关政策，必要时做好宏观调控，保证规划顺利执行。规划不仅仅是供需平衡问题，当前要以结构调整优化为重点，是否可持续发展——绿色低碳为标准。

在全面贯彻中央“放管服”行政管理体制改革方针中，要充分认识“放管服”是统一的整体，不可偏颇。特别是电力行业系统性很强，电力电量以跨多省区的区域电网为整体的平衡，不是一省一区自行平衡，电力运行中还必须供需瞬间平衡。中央政府部门“放”的同时，“监管、服务”更显得重要。

规划研究报告是制定规划的重要基础，系指专业规划研究机构的系统性分析研究报告，二院(科学院、工程院)、投资主体、高等院校、学协会、科研设计单位、媒体、学协会以及社会上专家学者等的专题性研究报告、学术论文。政府对上述规划研究体系应形成制度性有效管理，特别要重视电力发展中重大原则问题上的不同意见，包括少数专家学者的意见。

政府部门规划决策难度是在重大原则存在严重分歧意见时，特别要深入调查研究，以各种方式听取多方面的意见，谨慎及时决策。“十二五”前曾发生采取交流特高压1000千伏为主体、特别是建立“三华交流同步电网”实现西电东送，与直流为主体实现远距离输电、坚持区域电网格局的原则争论，长达5～6年之久。最终，政府虽无明文，但主要采纳了后者意见——基本上是以专家学者个人名义发表的意见，决策是正确的。“十二五”期间批复了南方电网在满足未来西电东送条件下，由1个交流同步电网可拆分为2～3个交流同步网提高安全稳定性的基本方案。批建了华东区域电网为更多接纳西电东送在500千伏交流主网上覆盖了1000千伏交流电网。

完善规划的动态管理机制包括微调、纠偏、预警等机制并予以制度化，“十三五”以来正在加快逐步完善。专业规划研究机构每年或发生重大情况变化时，要及时向政府提交规划执行的跟踪分析报告。政府每年应以各种方式主动征求规划管理体系中各方面的意见后，及时提出相应的对策。

电力项目可行性研究和审批要建立责任追究机制，存在严重问题并产生后果的应追究相关单位部门的责任。坚决克服业主委托项目的可行性研究都是可行的这一普遍性问题。不然，政府将处于忙于应对微观局部而失察宏观全局的局面。

规划管理体制的完善化、制度化的重要性是不言而喻的。

三、电源规划需统一的几点基本认识

(一)煤电的地位、作用

中国一次能源以煤为主体将要持续较长的一个历史阶段。2017年上半年煤炭消费占比仍达59.8%，在这个历史阶段中煤电必然处于主体地位。

当前煤电燃煤量占煤炭消费总量50%，此比重还会逐步增至70%～80%。煤电在各种煤炭消费模式中具有能效高、污染排放少的特点，中国目前7～8亿吨散烧煤改造中相当比例要依靠煤电。

碳排放是制约煤电发展的根本因素。与天然气相比，煤单位热值碳排放比天然气高50%，单位电量碳排放比气电高60%。另外，煤炭中含有80多种微量元素，有害的达22种，形成大气污染、影响生态。因此，煤电比重必然将不断下降，下降的速度与中国环境生态状况和中国对世界承诺的低碳目标有关。

煤电的节能减排永远伴随煤电的生存与发展。“十二五”期间在政府有力指导监督和营运投资主体、制造、设计各方面的努力下，取得了出色的成绩。中国拥有了完全国产化世界煤耗最低的百万千瓦煤电机组，49%煤电已达到与气电类同的污染物超低排放水平。度电CO2排放已比2005年减少19%，煤电机组脱硫、脱硝已达90%、80%以上，除尘率平均达99.75%以上等。

为了更多的吸纳新能源，需要提高电网的供需平衡调节能力。要求现有煤电加大调荷能力。煤电机组灵活性改造，只需投入100～200元/千瓦可实现热电解耦运行，已取得了实质性进展并正在扩大改造规模。热电机组约占煤电总量的30%以上约2亿多千瓦，如调峰能力都能增加50%，则可增加3亿左右可再生能源消纳巨大效益。在保证设备系统安全条件下，煤电如能实现二班制运行，将大幅提升电网调荷能力，减少了煤电因深度调峰而参数下降造成能耗增加。煤电机组从额定负荷降至40%～50%负荷，煤耗要增加30%以上。60万千瓦煤电机组二班制运行改造已在试点之中。

煤电最大的优点在于其经济性，造价低、煤价低、电价低。

(二)气电地位、作用

中国发展气电争论已久。2016年中国天然气消费量2058亿立方米，其中进口720亿立方米，占一次能源消费总量6.2%，世界平均值为24%。美国，俄罗斯两国天然气消费占世界总消费33%，中国占5.9%。2016年中国气电装机7000万千瓦，占总电源装机4.3%，气电电量占总消费电量3.14%，而发达国家气电占比在30%水平。这就是我国天然气、气电发展现状。

2017年6月22日，国家发展改革委等13个部委总局发布了《加快推进天然气利用的意见》(以下简称《意见》)。

《意见》完全符合习总书记关于能源发展战略的“四个革命，一个合作”的重要论述。

《意见》精辟的指出了：天然气是优质高效、绿色清洁的低碳能源，并可与可再生能源发展形成良性互补。未来一段时期，我国天然气供需格局总体宽松，具备大规模利用的资源基础。加快推进天然气利用，提高天然气在一次能源消费中的比重，是我国稳步推进能源消费革命，构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系的必由之路;是有效治理大气污染、积极应对气候变化等生态环境问题的现实选择;是落实北方地区清洁取暖，推进农村生活方式革命的重要内容;并可带动相关设备制造行业发展，拓展新的经济增长点。

《意见》提出总体目标：2020、2030年天然气在一次能源消费结构中占比为10%、15%。明确了天然气发电工程的具体内容：大力发展天然气分布式电源，鼓励发展天然气调峰电站，有序发展天然气热电联产。

《意见》已阐述的非常明确了。各电力规划机构、电力设计院等都应积极贯彻执行。我们一定要抓住全球经济一体化的战略机遇期，善于以全球资源优化配置为中国经济发展服务，为中国调整优化电源结构，更多利用可再生能源，克服弃风弃光弃水资源浪费和巨大资产的闲置，为发展绿色低碳经济创造更有利的条件。

(三)可再生能源的应用

2016年风电装机1.48亿千瓦，风电发电量2410亿千瓦时，占用电需求4%，全年弃风497亿千瓦时，全国平均弃风率17.1%(西北、东北两区域弃风占72%);光电装机7740万千瓦，光电发电量662亿千瓦时，占用电需求1%，全年弃光66亿千瓦时，全国平均弃光率占20%。

解决当前和避免将来的严重弃风弃光问题，关键在于电力系统供需平衡的调节能力。可再生能源最大问题是不可控性，即不按电力需求特性而产生。原电力系统的调节能力，只需满足负荷变动特性即可。现在大量不可控的可再生能源接入，必须另外增加系统调节能力去适应，此问题必须从规划入手来解决。

关于如何选择抽蓄、气电、煤电、电动车、电储能等各种调节方式的具体配比，将取决于各区域电网的具体情况，通过比较选择而定。

各种调节方式各有不同特点。抽蓄已有共识，能否采回取决于有无抽蓄的厂址资源。气电现已有文件指导，在于优化布局和实施，提高煤电灵活性取决于推广的力度，煤电二班制运行首先看试点是否能成功。关于电动车，相关资料显示其每公里比燃油车减少化石能源40%～45%，减少CO2排放还略高于此比例，有待进一步论证。电动车要成为储能调节，还取决于智能电网建设和峰谷电价配合，应积极予以试点。电池储能，据相关资料，包括造价和运行费，充放电成本在0.7元/千瓦时，预计在2025年成本下降一半，千瓦时成本下降在于技术进步和产品的销售量，对大力发展分布式可再生能源，电池储能是非常重要的支撑因素，应给予深入研究和积极试点。

总之，可再生能源发展总量、布局规划要与其他电源、储能、电网发展规划要协调一致。不论集中还是分散开发，可再生能源的发展必须与提高电力系统调节能力同步规划、同步实施、同步投运、同步有序发展。如果只透支电力系统原有的调节能力，只能是弃风弃光弃水或降低电力供应的质量和安全性。提高电力系统调节能力不等同只采取降低煤电的利用率提高调荷能力，要比较分析来确定各区域电网提高调节能力的方案。

(四)分布式电源

采取热电、热电冷联供，对节能低碳，提高电网安全稳定性都具有重要意义，应成为电力发展规划的重要内容之一。应有目标、布局、相应措施。《山东省推动分布式电源建设实施意见》值得参考。

(五)需求侧负荷特性的优化还有相当的空间。
通过智能电网、峰谷电价等措施改善负荷特性，有待深入研究。负荷特性与电源结构调整也有重大的关联。

(六)各区域电网，因电力需求、负荷特性、各类电源占比分布、远距离输电馈入、可再生能源的消纳、电网结构都不同。因此，各局域网的电源结构优化方案有很大区别。电源规划研究要从各局域网着手，要通过调查研究把问题搞清，通过分析研究提出解决问题的具体优化方案。

先有原则再有方案，如果在重大原则问题上没有一个统一的正确的认识，电源规划研究制定依然会出现各种问题。

四、电力规划(项目)研究经济评价方法要有根本性的变革

原则上可参考英美CBA(Cost Benefit Analysis 成本效益分析)方法。包括项目成本和外部成本，项目效益和社会效益来综合评价电力规划(项目)方案。

建立狭义电价和广义电价的概念，分别对应项目成本和项目成本加外部成本，成本包括造价和运行成本，运行小时要科学核定，总之，在深入调查研究基础上建立新的经济评价方法。在没有建立新的评价方法前，可采纳这种方法的分析思路。

比如煤电经济性。造价低，煤价低，但污染和高碳排放增加了社会成本，利用小时评价标准应经调查研究予以合理调整，基荷煤电和调荷煤电应有不同标准等。

比如抽蓄项目。从项目本身而言，只是消耗4千瓦时的电产生了3千瓦时的电，因此，二十世纪九十年代曾普遍认为建抽蓄不如建煤电。实际上，抽蓄除增加电网事故安全备用外，对电网而言起顶峰填谷作用，峰时抽蓄提高电力供应，谷时成为负荷，减小了电网中火电的调荷幅度，提高了火电利用小时和能效，提高了电网整体效益，特别是峯谷差大的电网。对可再生能源的消纳来讲，1千瓦抽蓄可增加约3千瓦可再生能源的消纳。

再如可再生能源项目。除电力电量效益外，主耍是低碳社会政治效益，但很难量化，当前至少可引入碳排放交易效益。可再生能源成本是很高的，从电网整体看，包括风、光项目本身造价外;风、光电需要电网提高供需平衡调节能力的项目成本，这些项目不仅只看造价成本，还要计算运行成本;如风、光电项目中集中开发需远距离输电，因利用小时低，每千公里千瓦时输电电价要高达0.2～0.4元水平，可再生能源项目没有因污染物排放而增加的社会成本等。

总体全面的经济评价才能真实反映项目的本质。

吕伟业 二0一七年七月二十六日