以中长期视角回看煤电地位和发展路径——专访华北电力大学经济与管理学院教授袁家海
环保与碳减排高压、产能过剩、新能源发电加速实现平价……多方面压力接踵而至，作为我国主力电源，煤电发展何去何从再次成为行业之问。近日，本刊记者专访了长期跟踪煤电发展的华北电力大学经济与管理学院教授袁家海，请他基于中长期煤电发展目标，回头来评价我国煤电发展现状，分析和回答未来几年煤电存量如何优化、增量如何有序释放等重大问题。
（来源：微信公众号“能源研究俱乐部” ID：nyqbyj 作者：郑徐光）
1记者：您如何评价我国煤电发展的现状？
袁家海：长期以来，煤电是我国保障电力供应和电力安全的主力电源。从总量看，2018年底，全国煤电装机容量达到10.1亿千瓦，占比53%；煤电发电量4.45亿千瓦时，占比64%。煤电装机比重和发电量比重持续“双降”，为可再生能源发展让出空间。从区域布局看，煤电机组主要集中在我国的煤炭大省和经济大省，如山东、内蒙古、江苏、广东、山西等省份。“十三五”期间，多份煤电“急刹车”文件使得煤电装机的增长势头放缓，有效遏制了煤电投资过热的局面。从改造成果看，全国层面有效开展煤电机组超低排放和节能改造、落后机组淘汰工作，在结构优化、能效提升、污染物减排、压减燃煤等方面贡献突出。
但煤电功能性调整工作及配套政策的制定进度缓慢，预计在2020年无法完成既定的煤电灵活性改造目标（2.2亿千瓦），这无疑会加大爆发式增长的可再生能源消纳难度。尽管不少省份2022年的煤电建设充裕度预警调整为绿色，但当前煤电行业发展仍面临诸多困境。随着电力市场化改革和风光平价上网进程的推进，叠加环保、高煤价等成本压力，煤电正失去价格优势，经济性的丧失使得煤电项目的投资吸引力快速下降，同时煤电资产搁浅风险扩大。煤电行业的发展关乎电力市场化改革、2020年电力规划目标、2030年能源革命目标、NDC减排目标、区域环保目标等的实现，内外困境/约束迫使煤电行业必须做出巨大变革。在中长期内重新调整煤电定位来促进煤电高质量发展，保障能源转型，是当前政府、市场、行业和企业需要共同探讨的焦点问题。
2记者：当前煤电发展存在哪些问题？
袁家海：主要有五方面问题。
第一，存在煤电总体过剩与区域性、时段性尖峰负荷缺口保障矛盾。我国经济发展进入新常态后，宏观经济增速明显下降，电力消费增速相应下降，全国电力供应能力总体富余。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。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，可见全国煤电机组整体利用率低，仍处于过剩状态。
2018全年用电增长远超预期，山东、江苏、江西、陕西等省份在夏季共出现了约1500万千瓦的尖峰负荷缺口。有观点认为此时应放开煤电停缓建限制，通过新建煤电来填补用电负荷缺口。这种说法是否能站得住脚呢？从资源充裕度的经济性角度来看，这显然是不合理的，因为此类尖峰负荷的年持续时间仅为50小时左右。为满足短时间的非常态负荷而新建耗资数十亿的燃煤电厂会浪费大量的社会资源，也会进一步拖累煤电行业自身的效率和效益。更为经济合理的措施有需求响应、部署储能或建设燃气调峰电站等。
第二，环保要求加码使得煤电发展受限。在环保力度日益严格的情况下，国家已经对新建煤电机组的准入标准、现役机组的节能和环保升级改造标准提出了明确要求，对此煤电企业加大了环保投入，加之市场需求导致的煤电电量增长受限、煤价居高不下、环保税征收，煤电企业整体经营效益明显下滑，甚至出现大面积亏损。环保成本的外部性已经体现在了企业经营压力中，随着全国碳交易市场的建成，环保合规成本将成为限制煤电发展的强约束。
第三，国家、区域发展政策约束。生态文明与能源革命的目标约束，配套气、水、土三大环境保护战役等严格要求，使得煤电发展布局受到了硬约束。除了在全国层面推进煤电超低排放改造工作，海南、广东等省市已明确不再新建任何煤电，京津冀、长三角、珠三角等大气污染治理重点地区禁止配套建设自备燃煤电站，郑州等多个主城区开展煤电清零工作。按照国家政策导向，煤电产业布局要逐渐向中西部转移，依托“西电东送”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。但是，西部发展煤电也一样面临着严峻的水资源约束，而且这一约束会随着生态文明建设的有序部署而越加强化。因此，即使部分东中部省市的煤电建设预警放宽，区域政策约束也会限制煤电的新增规模。
第四，近中期存在煤电灵活性不足与新能源消纳之间的矛盾。风电和光伏超规划发展及发电出力的随机性、波动性特征使得电力系统安全稳定运行面临严峻挑战，灵活性资源不足，新能源消纳受限。煤电是考虑现有技术条件以及我国能源资源禀赋情况下最经济可靠的大型调峰、调频、调压的灵活电源。但全国2.2亿千瓦煤电灵活性改造任务实际进展缓慢，弃风弃光弃水问题依然存在。未来随着可再生能源装机比重的继续提升，要保障电力系统的安全运行，就必然要求电网、煤电、可再生能源三者之间统筹推进、协调发展。
第五，中长期存在煤电资产搁浅问题。在市场竞争中，提前退役的煤电机组将无法获得预期收益甚至无法收回投资，即遭受资产搁浅。煤电企业面临着能源转型、市场化竞争加剧、产能过剩、环境约束等多重压力，特别是装机容量小、服役年限久、污染物排放水平较高、所在地区污染严重的机组面临很高的搁浅风险，而新增机组会进一步推高搁浅风险。个人认为，当前煤电行业面临的严重亏损问题，不是简单地通过煤电联动就能解决的，也不会因为放开市场就会自动纠正。煤电效益下滑是在总体产能过剩背景下，叠加环保标准严格、能源转型和新能源替代的中长期结构性问题。近中期若停缓建机组陆续投产，同时继续新建相当规模的煤电装机，会挤压老机组的市场空间使其提前退出，导致国有资产蒙受重大损失，恶化行业整体效益。因此，要继续采取积极的供给侧改革措施，有效控制煤电机组的数量，稳步降低搁浅资产规模，能够减少利益各方的经济损失。
3记者：您较早地关注和预警煤电产能过剩问题，请谈谈煤电化解过剩产能工作效果和过剩煤电资产搁浅的处理问题？
袁家海：2016年发布实施煤电规划建设风险预警后，国家取消1240万千瓦不具备核准建设条件的煤电项目。2017年下发火电机组停建或缓建清单约9000万千瓦，2016年以来煤电新增产能规模逐年降低。2016~2019年淘汰关停落后煤电机组超过2000万千瓦，提前两年实现“十三五”去产能指标任务。随着2018年全年用电增长超出预期，数个项目被移出停缓建项目名单。我认为供应偏紧实际上只出现在部分省份短期用电尖峰时期，这不应该成为继续兴建煤电机组的理由，这部分负荷增长完全可以通过合理配置需求侧响应、跨省跨区输电线路、储能或者其他清洁可再生电源得到满足。
在煤电资产搁浅处理问题上，政府需要通过行政手段采取积极的供给侧改革措施进行引导。在现有机组的基础上，不再审批新的煤电项目，只有序续建“十三五”期间停缓建的煤电机组。在保证资源充裕度的基础上，从政策上明确淘汰机组标准和分省出台具体淘汰机组名单，确保煤电机组有序退出。
同时还需要从系统需求和存量机组价值最大化角度出发，部分机组仍具有良好使用状态，可以提供辅助服务。需要科学量化这部分系统价值，有序引导这些机组从电量市场中退出，转向提供辅助服务。当前，现货市场建设正在加速推进，市场机制应对其有顶层设计，以保障这些转向辅助服务的煤电机组具有合理的收益预期。
对于需要提前关停机组，应该设定关停补偿的标准来推动僵尸煤电企业退出市场。具体来说，对于运行20年以上的机组提前关闭，可以采取补偿电厂适当的利用小时数及发电计划；对于运行20年以下的机组提前关闭，可以采取一次性补偿的措施，补偿的具体金额可以按照正常机组的收益水平为上限。
4记者：去年我国已建成全球最大的清洁煤电供应体系。您如何理解这一判断？
袁家海：与其他煤电国家相比，中国煤电在装机规模、能效水平、环保标准、可靠性指标、碳排放控制水平等方面均处于世界先进水平。据估计，燃煤电厂超低排放改造自2015年实施以来所达到的SO2和NOx减排效果分别为中国近五年SO2和NOx减排总量的29%和47%；以2005年为基准年，2006~2017年通过降低供电煤耗，电力行业二氧化碳减排50.85亿吨，有效减缓了电力二氧化碳排放总量的增长。
截至2018年底，全国达到超低排放限值的煤电机组约8.1亿千瓦，占全国煤电总装机容量的80%，节能改造累计已完成6.5亿千瓦以上，超额完成改造任务。煤电超低排放标准配套电价补贴政策，成就了全球规模最大的清洁高效煤电供应体系，有助于推动我国大气污染治理工作及煤炭的清洁高效、高质量发展。
但需要明确的是，煤电的清洁高效发展并不意味着还需要从规模上继续大力发展煤电。煤电清洁发展是在我国自身能源资源禀赋和环境减排压力下的必然选择，也是在履行气候变化国际责任下在一次能源结构中继续使用煤炭的必要选择。可以说，到目前为止，我国的能源生产革命主要是依靠传统化石能源（煤炭）的清洁化来保障的；中长期看，还是要靠可再生的规模化发展来实现。因为排放的问题，煤电始终不是真正意义上的清洁电力。按照我国向联合国提交的减排目标，2030年温室气体达峰后，排放总量终究还是要逐步降低。届时，如果CCS技术仍不能解决以可承受的经济代价减碳的问题，煤电的市场规模必然是要大幅度下降。由于能源基础设施投资的长周期性和路径依赖性，必须要用2030、2050的能源转型目标倒逼近期、中期的电力规划和电源结构调整，严守煤电装机总量上限，严防因为满足短期的电力需求继续大上煤电给中长期能源转型人为设置障碍。
5记者：长期以来煤电是我国的主体性电源，但一方面新能源平价即将到来，另一方面煤电是高碳电力，在碳减排国际压力和能源转型趋势下，煤电将在未来能源（电源）体系中扮演何种角色？
袁家海：资源禀赋决定了我国无法完全摆脱煤电，未来煤电在我国能源体系中依然占据重要地位。但中长期内要根据不同地区的电力供需基本面和主要矛盾、煤电机组装机规模预期、可再生能源发展与替代潜力、灵活性改造要求与电源结构优化潜力等，通过市场机制、金融政策引导分化机组，使得不同机组找准功能定位，以适应未来高比例可再生能源电力系统的安全运行需要。不同类型、状态、标准的煤电机组要按需承担基荷、调峰及辅助备用的角色，避免“一刀切”，具体来说，大容量高参数的先进煤电机组要充分发挥高能效优势作为基荷电源运行，可以进一步通过提供热、汽、水等综合能源服务来提高能源利用效率；通过完善的辅助服务产品设计，保障30~60万千瓦亚临界机组科学合理地发挥灵活性辅助服务作用，实现存量机组由电量型机组向电力型机组转变；运行年限较长的20万千瓦及以下常规纯凝机组，符合能效、环保标准的将逐步向备用和辅助服务机组转型，不符合能效环保标准的则将逐步退出市场。
6记者：您对“十四五”煤电发展规划制定有何建议？
袁家海：主要有四点建议。一是严控煤电增量。在充分发挥电力系统的调节能力后按照需求有序释放停缓建项目，确保2020年煤电装机控制在11亿千瓦以内；2025年煤电装机总量控制在11.5亿千瓦。我们预期，随着“十四五”电力需求的进一步放缓，在新增电量需求中煤电的市场份额将进一步下降；而“十五五”期间很可能会出现增量电量需求完全由可再生能源来满足、可再生能源开始渗透存量电量的情况。
二是优化煤电存量，坚决淘汰不达标煤电产能。对于无法达到环保要求的、经济效益极度恶化的机组坚决关停。需要明确，淘汰不仅是简单的机组关停，还包括提升机组的系统价值，部分机组改造后符合环保等相关标准的，可以作为战略备用机组继续提供服务。这一方面避免了不必要的机组新建，另一方面也缓解了落后煤电机组退出的经济损失和负面社会影响。
三是提高煤电灵活性。随着可再生能源快速发展，我国应配套释放相应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升规模挂钩，将煤电灵活性提升规模纳入区域发展规划，分解落实并实现总量控制。同时需要优化电网调度运行方式，确定合理的调峰深度，提升能源利用效率，推动存量煤电实现由电量型机组向电力型机组的定位转变。
四是完善配套市场机制，告别平均主义。构建不同时间维度，包括能量、容量、辅助服务等不同交易对象的完整市场结构，统筹不同市场之间的衔接机制。构建合理的价格机制，健全完善差异化补偿机制，引导各类煤电找准定位，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动绿色低碳能源转型。
原文首发于《电力决策与舆情参考》2019年6月7日第21期
