国际环保组织绿色和平7月5日在北京发布《中国煤电产能过剩与水资源压力研究报告》(以下简称《报告》)。《报告》显示，2020年中国煤电行业将存在2.13亿千瓦的过剩产能，近50%的燃煤发电机组位于水资源匮乏的高水压力地区，届时17个省份将面临过剩产能和水资源紧张的双重压力。
报告全文如下：
1 中国煤电行业产能情况
1.1 煤电产能过剩概述
近几年，在经济结构转型和可再生能源快速发展的背景下，2014-2016年上半年的低煤价、高上网电价以及2015年初火电项目审批权的彻底下放等多重因素助长了发电企业的投资热情，导致中国煤电行业产能过剩问题严重，煤电机组利用小时数持续下降。根据国家能源局公布的统计数据，2016年火电设备年平均利用小时数仅4165小时，同比降低199小时，为1964年来的年度最低值，机组利用率仅为47.5%。
为避免中国煤电产能过剩程度的加剧，2016年国家发展改革委和国家能源局发布了《关于促进我国煤电有序发展的通知》、《关于进一步做好煤电行业淘汰落后产能工作的通知》、《关于进一步调控煤电规划建设的通知》等一系列政策文件缓核、缓建煤电项目，并淘汰煤电落后产能，严控煤电总量规模，以保障煤电有序发展。2016年底，《电力发展“十三五”规划》提出要将2020年全国煤电装机规模控制在11亿千瓦以内。然而，根据中国电力企业联合会于2017年1月公布的最新数据，截至2016年底，全国煤电装机量已经达到9.4亿千瓦。在煤电增长空间如此有限的情况下，截至2016年底仍有3.1亿千瓦煤电装机量在建和核准，仅有2000万千瓦的煤电机组将被淘汰。2017年1月，国家能源局电力司针对广东、甘肃、陕西、山西等13个省份进一步下达了《关于衔接xx省“十三五”煤电投产规模的函》，要求”十三五”期间共停建或缓建104个煤电项目，装机量共计12148万千瓦。该政策大幅削减了“十三五”期间的新增煤电装机量。
总体来看，国家应对煤电产能过剩的政策力度呈逐渐加强趋势，但民生热电项目和部分煤电项目仍可以不受缓核、缓建政策的限制继续开工建设。同时，除上述13个省份以外，其余要求控制煤电规模的省份并没有明确缓核、缓建煤电项目名单。此外，《关于进一步调控煤电规划建设的通知》针对外送煤电规模的控制政策也意味着，即使电力接收省份需求很低，合理投产规模内的特高压输电配套电源项目仍可以获准开工建设。根据绿色和平统计，仅2016年规划、核准和开工建设的燃煤电厂中，就有3254.4万千瓦未受到缓建、缓核政策影响，另有6277.7万千瓦煤电装机量于2016年通过各级环保部的环评审批。
2015年11月绿色和平发布的《中国煤电产能过剩与投资泡沫研究》报告指出，按照“十三五”期间电力需求增速3.5-4.9%的范围，在落实国家已明确的非化石能源发展目标基础上，2020年全国煤电装机合理规模应在8.6-9.6亿千瓦的范围。因此，即使2020年煤电装机规模控制在11亿千瓦以内，也将远远超出9.6亿千瓦的合理装机上限。本章1.2和1.3小节将对2016年中国煤电产能情况进行分析，并对2020年相应情况进行预测分析。
1.2 2016年中国煤电行业产能分析
根据全球煤炭研究网络(CoalSwarm)的统计，2016年全国已运行煤电装机量为9.14亿千瓦。本报告从资源裕度角度，利用电力平衡对各省煤电过剩产能进行计算。结果显示，2016年全国煤电过剩产能为1.14亿千瓦，占全国煤电装机量的12.5%。各省产能过剩情况如图1所示。可以看出，2016年全国有一半以上的省份存在煤电产能过剩问题。中西部省份如内蒙古、山西、新疆等排在前列，而山东、安徽等东部省份也出现了不同程度的产能过剩。由此可见，中西部和东部地区都已经出现了不同程度的煤电产能过剩问题。其余省份如江苏、湖北、贵州等2016年尚未出现煤电产能过剩情况。
1.3 2020年中国煤电行业产能预测
尽管当前煤电行业面临的产能过剩问题已如此严重，“十三五”期间仍有大量的燃煤电厂正在建设或规划。2017年1月，国家能源局电力司分别对13个省份下达《关于衔接xx省“十三五”煤电投产规模的函》，要求缓建或停建部分煤电项目。根据对该政策的解读和对CoalSwarm数据库的更新，在当前政策情景下，预计2020年全国煤电装机量将达到11.15亿千瓦，较2016年增加2亿千瓦左右，其中涵盖“十三五”期间规划新建的2.2亿千瓦燃煤电厂和计划淘汰的2000万千瓦落后煤电机组。
综合电力消费弹性、全社会电力需求、能源发展等因素，本报告从资源裕度角度，利用电力平衡对2020年全国煤电产能过剩情况进行预测。预计2020年全国煤电过剩产能将达到2.13亿千瓦，占全国煤电产能的19.1%，与2016年相比过剩产能将增加9900万千瓦。
综上所述，尽管煤电产能过剩问题已经引起了相关部门的重视，但目前发布的政策尚不足以完全解决该问题，2020年中国煤电产能过剩问题将愈发严重。与此同时，煤电扩张对水资源环境的影响尚未得到有关部门的充分重视和相关政策的有效控制，因此下文将从水资源效益角度出发，探究应对煤电产能过剩的方案。
尽管煤电行业向中西部地区的发展缓解了煤炭资源与电力需求的逆向分布问题和东部地区的空气污染压力，但也将煤炭与水资源分布的矛盾性带给了煤电行业，进一步加剧了煤电行业的水资源压力。绿色和平发布的《噬水之煤：煤电基地开发与水资源关系研究》报告中指出，由于“十二五”期间中西部煤电基地的加速建设，高度耗水的煤电行业对水资源匮乏的中西部地区造成了巨大影响。原本分布在辽宁、河北、山东等东北部缺水地区的燃煤电厂向水资源更加短缺的中西部地区扩张，给整个煤电行业带来了更为严峻的水资源压力问题。“西电东送”可以将煤电产能从西部输送到东部，却无法转移西部煤电建设所加重的煤电行业水资源压力。
2 中国煤电行业产能过剩与水压力分析
2.1 煤电西进发展概述
煤炭是中国的主要能源，2016年煤炭消费量占到能源消费总量的62%。中国大部分的煤炭资源集中贮藏在水资源匮乏的中西部地区，但中国的电力需求却主要来自于经济发达的东部沿海地区。西煤东运是过去解决煤炭资源与电力需求逆向分布的主要途径。然而，煤炭昼夜不停地向高需求区域运输，不仅增加了煤炭的运输成本，而且对沿途造成了严重的扬尘、废气、噪音等污染，并加剧了交通压力。根据《煤炭的真实成本》报告中的估算，运输费用、税金、利润等非煤费用的总和占到终端煤炭价格的55%~60%。“十二五”期间，国家发展改革委和国家能源局提出在西部建设煤电基地实现西电东送，这一重要战略缓解了煤炭资源与电力需求的逆向分布问题。
2011年，《国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》首次提出建设山西、鄂尔多斯盆地、内蒙古东部地区、西南地区和新疆五大国家综合能源基地(见图2)。随后发布的《能源发展“十二五”规划》中再次强调，加快五大国家综合能源基地的建设，计划到2015年，五大基地一次能源生产力达到26.6亿吨标准煤，占全国70%以上;向外输出13.7亿吨标准煤，占全国跨省区输送量的90%。
2014年6月，国务院印发的《能源发展战略行动计划(2014-2020)》提出，重点建设晋北、晋中、晋东、神东、陕北、黄陇、宁东、鲁西、两淮、云贵、冀中、河南、内蒙古东部、新疆等14个亿吨级大型煤炭基地。到2020年，基地产量占全国的95%。同时重点建设锡林郭勒、鄂尔多斯、晋北、晋中、晋东、陕北、哈密、准东、宁东等9个以电力外送为主的千万千瓦级大型煤电基地。该行动计划与2014年3月发布的《能源行业加强大气污染防治工作方案》中提出的为缓解人口稠密地区大气污染防治压力，在新疆、内蒙古、山西、宁夏等煤炭资源富集地区建设大型燃煤电站的战略目标相一致，被认为是缓解2013年以来东部城市空气污染压力的有效方案，加速了西部煤电基地的建设。
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根据全球煤炭研究网络(CoalSwarm)的统计数据，“十二五”期间中西部煤电在全国煤电产业中的比重迅速增长。2010年中西部煤电基地装机量仅占全国煤电总装机量的10%。而从2010年起，中西部煤电基地装机量占比逐渐上升，2015年已达到全国总装机量的20%。研究数据显示，2015年中西部煤电基地计划装机量占到了全国总计划装机量的1/3。
为满足“西电东送”的需要，《能源发展“十二五”规划》提出要求，采用特高压输电线路稳步推进中西部能源基地向华东、华中、华北地区和广东省的输电通道。随后，国家能源局于2014年5月正式下发文件批复建设12条“西电东送”输电通道，其中明确提出4交4直合计8条特高压工程建设方案，并计划于2017年年底前全部投产。《国民经济和社会发展第十三个五年规划纲要》中进一步提出，建设水电基地和大型煤电基地外送电通道，在大气污染防治行动12条输电通道基础上，重点新建西南、西北、华北、东北等电力外送通道。《电力发展“十三五”规划》和《能源发展“十三五”规划》中也再次明确计划建设的输电通道，提出“十三五”期间新增“西电东送”输电能力1.3亿千瓦，2020年达到2.7亿千瓦。
2.2 中国煤电地区水资源现状
中国是干旱缺水严重的国家。2015年中国水资源总量为2.8万亿m3，名列世界第五位，但中国人均水资源量较低。2015年中国人均水资源量为2039m3，仅为世界人均水资源量的1/3，是全球人均水资源最贫乏的国家之一。根据2015年统计数据，中国12个省份的人均水资源量在国际公认的重度缺水标准(1000m3)以下，其中9个省份(包括5个煤炭基地所在省份)的人均水资源量低于国际公认的极度缺水标准(500m3)。然而，中国又是世界上用水量最多的国家。2015年中国用水总量达到6103.2亿m3，约为世界年用水量的15%。
中国大部分地区面临着严峻的水资源短缺问题，而北方和西部地区的水资源压力显著高于南方地区。然而，更严峻的问题是煤炭资源丰富的地区往往水资源非常匮乏，这无疑给本就匮乏的水资源带来了更大的影响。根据2015年的统计数据，《能源发展战略行动计划》提出计划重点建设的14个大型煤炭基地中，位于中西部地区的煤炭基地，包括新疆、内蒙古、甘肃、陕西、陕西、宁夏、贵州、云南等8个省份的煤炭保有储量约占全国煤炭保有储量的79.1%，但水资源总量仅占全国的18.2%。其中陕西、山西、甘肃、宁夏4个省份2015年人均水资源均低于全国平均水平(2039m3)和重度缺水标准(1000m3)，而山西和宁夏2个省份的人均水资源量更是低于极度缺水标准(500m3)(见表1)。
表1.中西部煤炭产区所在省(自治区)煤炭储量、水资源总量、人均水资源量一览表(2015年)
煤炭资源与水资源分布的不匹配性是客观存在的，然而推动中西部煤电基地建设的政策却将煤电行业进一步陷入了煤炭与水资源分布的矛盾中。《能源发展战略行动计划》中提出重点建设的锡林郭勒、鄂尔多斯、晋北、晋中、晋东、陕北、哈密、准东、宁东等9个千万千瓦级大型煤电基地所在省份的水资源总量仅占全国的14.4%。中西部地区水资源匮乏的现状将加重煤电行业承受的水资源压力。2016年3月绿色和平发布的《煤炭产业如何加剧全球水危机》报告对全球燃煤电厂耗水量与水资源分布进行了分析，并指出截至2013年底，中国有45%的燃煤电厂位于“过度取水”地区。下文将进一步对中国煤电产能过剩背景下燃煤电厂水压力分布和水耗情况进行分析。
2.3 2016年中国煤电行业产能过剩及水压力分析
在各省煤电产能过剩的基础上，本报告采用世界资源研究所(WRI)的Aqueduct全球基线水压力地图作为评估区域水压力的指标，来分析产能过剩省份的水压力情况。基线水压力为流域内每年取水量与平均可用水资源量的比值，该数值越高，代表用水竞争压力越大。基线水压力数值在40%~80%区间为高水压力区，80%~100%为极高水压力区;大于100%为过度取水区，意味着人类活动的取水速度已超过水资源的恢复速度。由于基线水压力是根据汇水区进行划分的，因此各省区域内可能分布有一种或多种水压力区。
本报告通过叠加全国基线水压力地图与2016年已运行燃煤电厂分布图得到每个燃煤电厂所处区域的基线水压力数值，并对全国煤电行业的水压力情况进行分析。结果显示，2016年全国已运行的9.14亿千瓦燃煤电厂中，47.8%(共计4.37亿千瓦)位于水压力大于40%的区域，即高、极高水压力区和过度取水区，覆盖山东、河南、内蒙古、山西等22个省份，其中3.76亿千瓦燃煤电厂位于过度取水区，占全国煤电装机量的41.1%(见表2)。
表2.2016年高水压力区、极高水压力区和过度取水区已运行煤电装机量分布及覆盖省份
注：表中省份按照省内该水压力区煤电装机量降序排列，各省区域内分布有一种或多种水压力区
由于无法界定产能过剩的燃煤电厂，因此本报告将存在过剩产能省份的全部煤电装机量定义为承受产能过剩压力，该省份位于高水压力地区的煤电装机则同时承受产能过剩压力和高水压力。进一步叠加各省煤电产能过剩情况的结果显示，水压力大于40%区域覆盖的22个省份中，甘肃、内蒙古、陕西、新疆等13个省份同时面临着不同程度的煤电产能过剩问题。也就是说，这些区域不仅煤电装机呈冗余状态，还承受着高水压力。这13个省份共计3.62亿千瓦煤电装机量同时承受着产能过剩压力和高水压力，其中3.18亿千瓦煤电装机量承受着更为严峻的过度取水压力。为了更直观地说明各省的产能过剩情况，本报告根据各省煤电过剩产能在各省煤电总产能中的占比，将产能过剩程度由轻到重依次划分为0-20%、20-40%、40-60%、60-80%、80-100%五个等级。全国煤电产能过剩省份与水压力区分布关系如图4和表3所示。
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表3. 2016年同时承受产能过剩压力和高水压力的煤电装机量及覆盖省份
注：表中省份按照省内该水压力区煤电装机量降序排列，各省区域内分布有一种或多种水压力区
根据图4可以看出，山东省在承受产能过剩压力的同时，位于高水压力区域的煤电装机量最多。分析结果显示，全省15.2%的煤电装机为过剩产能，84.0%位于高水压力地区。河南紧随其后，位列第2名。内蒙古、山西和新疆3个中西部省份分别位列3~5名。同时，根据表3的分析结果，全国同时承受0%~20%产能过剩压力和过度取水压力的煤电装机量最多，约占2016年全国煤电装机量的20.7%。可以看出，2016年东部和中西部省份都已出现了不同程度的产能过剩和高水压力问题。
2.4 2020年中国煤电行业产能过剩及水压力预测分析
根据全国基线水压力地图与2020年全国燃煤电厂分布的叠加结果，预计2020年全国将有47.3%(共计5.27亿千瓦)的燃煤电厂位于水压力大于40%的区域，覆盖山东、河南、山西等22个省份，其中4.59亿千瓦燃煤电厂位于过度取水区，占2020年全国煤电装机量的41.1%(见表4)。尽管与2016年(表2)相比，燃煤电厂的水压力区分布比例几乎相同，但位于高水压力地区的煤电装机量却比2016年增加了9000万千瓦。
表4.预计2020年高水压力区、极高水压力区和过度取水区煤电装机量分布及覆盖省份
注：表中省份按照省内该水压力区煤电装机量降序排列，各省区域内分布有一种或多种水压力区
而“十三五”期间规划新建的2.2亿千瓦燃煤电厂中，有超过1亿千瓦的燃煤电厂位于高水压力区，其中9323万千瓦位于过度取水区，占规划新建燃煤电厂的42.4%。这也就意味着规划新建燃煤电厂的规划政策并没有充分考虑水资源短缺的制约因素，承受高水压力的地区仍有大量的新增煤电装机。而这些新增煤电装机将进一步加重当前煤电行业承受的水资源压力。过度取水区域覆盖的省份中，新疆、山西、山东的新增装机量位列前三。此外，内蒙古和新疆有932万千瓦规划新建燃煤电厂位于干旱和低用水地区。该结果也进一步说明了“煤电西进”政策与中国水资源分布的巨大矛盾关系。
在基线水压力分布的基础上，本报告将2020年各省产能过剩情况叠加进行分析。由于2020年特高压输电线路的实际利用情况无法确定，因此本报告对特高压输电线路的年均利用率，即年均利用小时百分比进行假设，并选取30%和60%两种特高压输电线路利用情景进行分析。结果显示，当特高压输电线路利用率为30%和60%时，水压力大于40%的区域中，17个省份的4.76亿千瓦煤电装机量将同时承受产能过剩压力(见表5、6)。
表5.2020年同时承受产能过剩压力和高水压力的煤电装机量及覆盖省份(特高压输电线路利用率=30%)
注：表中省份按照省内该水压力区煤电装机量降序排列，各省区域内分布有一种或多种水压力区
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表 6. 2020年同时承受产能过剩压力和高水压力的煤电装机量及覆盖省份(特高压输电线路利用率=60%)
注：表中省份按照省内该水压力区煤电装机量降序排列，各省区域内分布有一种或多种水压力区
尽管在两种特高压输电线路利用情景下，同时承受产能过剩和高水压力的省份和煤电装机量相同，但电力输出和输入端省份的产能过剩程度却发生着变化。将表5、6进行比较可以看出，当特高压输电线路利用率升高时，新疆、甘肃和四川3个电力输出省份的产能过剩程度明显降低：根据过剩产能计算结果，新疆仅剩2.5万千瓦的过剩产能，几乎不存在产能过剩问题，而甘肃和四川的产能过剩程度也将明显缓解。同时，与2016年(表3)相比，江苏、四川、福建和湖北4个省份加入了产能过剩的行列：以水电为主的四川和福建随着煤电装机量的进一步增加，由原先的煤电装机合理变为过剩;而江苏作为主要的受端省份，在本省风、光电和非煤炭火电装机量快速增长的情况下，特高压输电线路的投入运行将加重江苏本省煤电装机的过剩程度。30%和60%特高压输电线路利用情景下各省煤电产能过剩变化情况如图6所示。
本报告进一步引入了特高压输电线路利用率为0%和100%的极端情景进行研究，并将不同特高压输电线路利用率下各省的产能过剩情况进行了平行比较(见图7)。可以直观地看出，随着特高压输电线路利用率由0%增加到100%，四川、甘肃和内蒙古3个电力主要输出省份的产能过剩程度明显减轻，下降幅度为28~51个百分点。山西、宁夏和新疆3个电力输出省的产能过剩程度也分别下降了24、17和14个百分点。而与此同时，山东、江苏、河南和浙江4个电力输入省的产能过剩情况将明显加重。江苏和浙江将随着特高压输电线路利用率的升高加入产能过剩的行列，过剩产能分别增加24和10个百分点。而山东省的过剩产能将一路由18%升至45%，猛增27个百分点;河南省也将出现19个百分点的涨幅。值得注意的是，这2个受端省份在特高压输电线路未被利用时也将处于产能过剩状态。而当特高压输电线路利用率达到60%时，这2个省份的煤电过剩产能将增加2706.3万千瓦。因此，在东部煤电产能严重过剩的情况下，特高压输电项目无疑将加剧东部省份的煤电产能过剩程度。
西部煤电基地的建设和“西电东送”项目的初衷是将中西部的煤电产能输送到东部，然而，“西电东送”虽然缓解了中西部的煤电产能过剩问题，却给本就产能过剩的东部增加了更多的过剩产能。东部作为“十三五”可再生能源的发展中心，未来将更难消纳外来的电力供应。此外，尽管降低东部燃煤电厂的运行小时数似乎是缓解东部空气污染压力的必然结果，但东部省份高水压力地区运行的燃煤电厂却仍对当地的水资源环境造成着严重影响。同时，特高压输电线路虽然可以转移西部的煤电产能，却无法转移西部煤电基地建设对当地水资源环境带来的巨大影响。综上所述，若要保证特高压输电线路的合理运行，应同时对东部电力输入端和西部电力输出端的煤电装机量进行削减，并根据区域水压力情况对特高压煤电配套电源规划进行优化。
3 通过节水效益最大化进一步化解中国煤电产能过剩
3.1 煤电行业用水限定
火电属于高耗水行业。2015年全国火电厂的平均发电耗水量是1.4kg/kWh。根据《2015中国水资源公报》公布的数据，2015年直流火(核)电用水量达到480.5亿m3，占同期工业用水总量的36%。火力发电厂主要用水构成包括：发电厂循环冷却系统补给水、电厂除灰除渣系统、锅炉补给水系统、辅助设备的冷却系统、脱硫系统用水、煤场用水以及电厂生活用水，其中冷却系统对淡水需求最大，冷却用水一般为电厂取水量的90%。而不同的冷却技术会导致取水量和耗水量上的巨大差异。火电厂的主要冷却方式为直流冷却、循环冷却和空冷。直流冷却系统会造成巨大的取水量(可达其它冷却技术的100倍)，尽管实际耗水量很低，但仍只能在水资源丰富地区使用。循环冷却系统取水量要远小于直流冷却系统，但耗水量明显升高。空冷系统是以空气而不是水作为媒介进行冷却，从而大大减少了取/耗水量。根据绿色和平统计，2016年中国已运行煤电机组中，约有18.5%采用空冷，81.5%采用水冷，其中包括56.9%的循环冷却和24.6%的直流冷却。
为降低燃煤电厂项目建设对水资源的影响，国家发展改革委等有关部门出台了一系列针对煤电冷却系统建造和循环冷却水的管理政策。国家发展改革委于2004年3月发布的《关于燃煤电站项目规划和建设有关要求的通知》中提出，在北方缺水地区，新建、扩建电厂原则上应建设大型空冷机组，机组耗水指标要控制在0.18m3/(s∙GW)以下。该政策推动了中国电厂开始大规模应用空冷系统。随后，国家又陆续出台了《产业结构调整指导目录(2011年本)》等一系列政策鼓励使用空冷技术。同时，山西、内蒙古、新疆、陕西、宁夏5个西部省份于2008年提出硬性规定，火电机组无论大小全部采用空冷机组。
为严格控制燃煤发电行业的高水耗，国家、地方及行业相关的产业政策对火电行业不同冷却方式的用水量进行了规定。《取水定额第一部分：火力发电》(GB/T18916.1-2012)规定了单位发电取水量定额指标与装机取水量定额指标，与2002年未修订版本相比增加了对空冷机组用水定额的明确规定。《中华人民共和国电力行业标准——火力发电节水导则》(DL/T783-2001)对规定单机容量为125MW及以上新建或扩建凝汽式电厂发电水耗率进行了限定。2015年4月国家发展改革委、环保部和工信部联合发布的《电力(燃煤发电企业)行业清洁生产评价指标体系》，对燃煤发电企业的冷却机组单位发电耗水量进行了规定(见表7)。
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本报告主要针对煤电机组的耗水量进行研究。通过比较国家、行业与全国31个省份地方政策的实施年份，并根据《“十三五”水资源消耗总量和强度双控行动方案》提出的“到2020年，高耗水行业达到先进定额标准”的要求，本报告最终确定采用最新发布的《电力行业(燃煤发电企业)清洁生产评价指标体系》中的II级标准对燃煤电厂耗水量进行保守定额计算。
表7.燃煤发电企业冷却机组单位发电量耗水量
注：表中I级为国际清洁生产领先水平;II级为国内清洁生产先进水平;III级为国内清洁生产基本水平单位：m3/(MW•h)
3.2 煤电行业耗水量和产能优化分析
为研究燃煤电厂对区域水资源的影响，本报告在进行耗水量计算时排除了使用海水和咸淡水作为冷却水的燃煤电厂。根据燃煤电厂发电量和冷却方式数据，本报告对全国各省2016和2020年燃煤电厂耗水量进行了计算。结果显示，2016年全国已运行燃煤电厂总耗(淡)水量为39.8亿m3，预计2020年全国燃煤电厂总耗(淡)水量在30%和60%特高压输电线路利用情景下分别为35.9和35.4亿m3。
煤电行业产能过剩问题严重，同时也消耗着高水压力地区的水资源。各省煤电水耗情况与全国基线水压力地图的叠加结果显示，2016年位于水压力大于40%区域的燃煤电厂总耗水量为25.7亿m3，占全国已运行煤电耗水量的64.6%。当特高压输电线路利用率为30%时，预计2020年位于水压力大于40%区域的燃煤电厂总耗水量为22.8亿m3，占全国煤电预计耗水量的63.5%。当特高压输电线路利用率为60%时，预计2020年位于水压力大于40%区域的燃煤电厂总耗水量为22.2亿m3，占全国煤电预计耗水量的62.7%。可以看出，无论是2016年还是2020年，燃煤电厂的耗水量都有六成以上来自于高水压力地区。
针对2020年同时面临产能过剩和高水压力问题的17个省份，本报告进一步对各省燃煤电厂水压力区分布情况进行分析(见表8)。根据表8可以看出，除河南、山东和天津外，其余省份已运行或拟建燃煤电厂在低水压力和高水压力区域下均有分布。同时，与各省过剩产能相比较，假如削减水压力大于40%区域的燃煤电厂装机量，便可以解决大部分省份的产能过剩问题。因此，合理优化省内燃煤电厂的装机和分布是同时缓解煤电行业水压力和解决各省煤电产能过剩问题的最优方案。
表8.预计2020年同时处于产能过剩和高水压力省份煤电装机与水压力分布情况
为削减各省过剩产能，同时使高水压力地区节水效益最大化，本报告根据各省产能过剩情况、燃煤电厂水压力区分布以及燃煤电厂发电水耗率，针对燃煤电厂的冷却方式和装机量提出了降低各省高水压力地区煤电水耗的最优方案。以机组为单位，在30%和60%特高压输电线路利用情景下，分别根据各省的过剩产能缓核/缓建、停建或淘汰水压力大于40%区域的燃煤电厂(民生热电和特高压配套电源项目除外)，使累计削减的煤电装机量最接近但不超过各省过剩产能，以保证各省的电力供应。不同水压力区的淘汰优先级为过度取水>极高>高。燃煤电厂的淘汰优先级根据《电力(燃煤发电企业)行业清洁生产评价指标体系》中的煤电发电耗水率，优先淘汰单位发电水耗较高的冷却方式和装机量;优先淘汰装机量较小的电厂。在实际缓核/缓建、停建或淘汰燃煤电厂时，建议优先缓核/缓建未开工建设的燃煤电厂，再停建开工一年内的燃煤电厂，继而淘汰已运行燃煤电厂，以避免产生更多的搁浅资产。各省建议缓核/缓建、停建和淘汰的过剩煤电装机量和最多可节约耗水量如表9、10所示。
表9.2020年各省建议削减高水压力地区燃煤电厂装机量(特高压输电线路利用率=30%)
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表10. 2020年各省建议削减高水压力地区燃煤电厂装机量(特高压输电线路利用率=60%)
根据表9、10的结果，在特高压输电线路利用率为30%时，假如各省按照建议削减过剩煤电装机量，预计将削减1.79亿千瓦过剩煤电产能，即2020年合理煤电装机量将为9.36亿千瓦。根据机组削减清单，76%的煤电机组使用水冷技术，24%使用空冷。2020年煤电预计总耗水量将为33.0亿m3，较当前政策情景减少约2.9亿m3，高水压力地区煤电耗水量将减少4.9亿m3，约为当前政策情景高水压力地区耗水量的21.5%。
当特高压输电线路利用率为60%时，预计将削减1.75亿千瓦过剩煤电产能，即2020年合理煤电装机量将为9.40亿千瓦。根据机组削减清单，84%的煤电机组使用水冷技术，16%使用空冷。按照合理装机量计算，届时煤电预计耗水量将为32.4亿m3，较当前政策情景减少约3.0亿m3，高水压力地区煤电耗水量将减少5.0亿m3，约为当前政策情景高水压力地区耗水量的22.5%。由于各省过剩产能削减建议仅为减少高水压力地区的煤电耗水量，因此按建议削减后，部分省份仍存在过剩产能。按建议削减高水压力地区煤电装机量后，在30%和60%特高压输电线路利用情景下，全国煤电过剩产能将分别为3842.8和3387.3万千瓦。
3.3 煤电行业水资源利用政策约束分析
2012年2月，国务院发布了《关于实行最严格水资源管理制度的意见》，确立水资源开发利用总量控制、用水效率控制和水功能区限制纳污三条红线，并特别测算了工业用水总量控制红线指标。各省随后确立了到2015年、2020年、2030年的水资源开发利用控制红线，对用水总量提出了明确要求。水利部办公厅于2013年12月发布的《关于做好大型煤电基地开发规划水资源论证的意见》中再次强调区域取用水不得突破区域水资源管理三条红线控制指标，取/用水总量达到或超过控制指标的行政区，不得新增取水。
根据2020年和2030年的全国及各省用水总量要求，各省政府需尽快对用水总量进行调整。2015~2020年全国年均用水增长率为1.4%，而2020~2030年允许的年均用水增长率仅为0.4%。根据国家统计局的统计数据，新疆、甘肃、黑龙江、安徽和江苏5个省份2015年用水总量已超过2020年该省用水总量控制红线，而这5个省份仍有超过5000万千瓦的新增煤电装机量将在2020年投入运行。在各省用水总量受到严格限制时，高耗水的煤电行业若得不到进一步的装机规模控制，不仅将承受日益严重的产能过剩压力，还将与其它行业竞争用水，承受更为严峻的水压力。
4 结论和建议
4.1 研究结论
1. 如果未来无更多的煤电规模控制政策出台，2020年煤电过剩产能将达到2.13亿千瓦
1.如果未来无更多的煤电规模控制政策出台，2020年煤电过剩产能将达到2.13亿千瓦报告结果显示，截至2016年底，全国已运行煤电装机量为9.14亿千瓦。从电力平衡角度分析，2016年全国煤电过剩产能为1.14亿千瓦，占全国煤电装机量的12.5%。尽管国家能源局已经出台了一系列政策控制煤电装机规模，防止煤电产能过剩问题的进一步恶化，但本报告的研究结果显示，2020年中国煤电产能过剩问题将愈发严重。如果未来无更多的煤电装机规模控制政策出台，2020年全国煤电装机量预计将达到11.15亿千瓦，煤电过剩产能将升高至2.13亿千瓦，占全国煤电装机量的19.1%。
2. 中国煤电行业同时承受着产能过剩和水资源短缺的双重压力
2016年全国已运行燃煤电厂中，4.37亿千瓦位于水压力大于40%的区域，占全国煤电装机量的47.8%。其中山东、河南、内蒙古等13个省份共计3.62亿千瓦煤电装机量同时承受着产能过剩压力和高水压力。预计2020年高水压力地区仍有大量的新增装机量，全国将有5.27亿千瓦煤电装机量位于水压力大于40%的区域，占比为47.3%，与2016年相比增加9000万千瓦。同时，全国17个省份的4.76亿千瓦煤电装机量将同时承受产能过剩压力和高水压力。
3. 2016和2020年煤电行业均有六成以上水耗来自高水压力地区
2016年全国已运行燃煤电厂总耗(淡)水量为39.8亿m3，其中位于水压力大于40%区域的燃煤电厂总耗水量为25.7亿m3，占全国已运行煤电机组耗水量的64.72%。当特高压输电线路利用率为30%时，预计2020年全国燃煤电厂总耗(淡)水量为35.9亿m3，位于水压力大于40%区域的燃煤电厂总耗水量为22.8亿m3，占全国煤电预计耗水量的63.5%。当特高压输电线路利用率为60%时，预计2020年全国燃煤电厂总耗(淡)水量为35.4亿m3，位于水压力大于40%区域的燃煤电厂总耗水量为22.2亿m3，占全国煤电预计耗水量的62.7%。
4. 在相对合理的装机规模和布局下，2020年煤电行业可最多节约高水压力地区水耗5亿m3
为同时化解煤电产能过剩和高水压力地区煤电水耗问题，本报告根据各省产能过剩情况、燃煤电厂水压力区分布以及燃煤电厂发电水耗率，提出了从最优节水角度出发，通过削减位于高水压力地区的1.79亿千瓦煤电装机量来缓解煤电产能过剩问题的方案，即2020年全国煤电装机量将为9.36亿千瓦。可以使2020年煤电行业耗水量由当前政策情景下的35.9亿m3减少至33.0亿m3，减少约2.9亿m3，高水压力地区煤电耗水量将最多减少4.9亿m3，约为原政策情境下高水压力地区耗水量的21.5%。
4.2 政策建议
根据本报告的分析结果，针对煤电装机规模控制和分布规划提出如下建议：
第一，建议有关部门在“十三五”期间进一步出台控制煤电装机规模的政策，并充分考虑煤电所在区域水资源限制因素。
第二，建议停止审批和建设燃煤电厂，并根据各省产能过剩程度优先淘汰高水压力地区的燃煤电厂。
第三，建议根据燃煤电厂冷却方式和各省产能过剩程度，优先停止审批、建设并淘汰高水压力地区使用淡水冷却的燃煤电厂。
第四，针对高水压力地区余下燃煤电厂，建议在考虑电网安全的前提下，适当降低淡水冷却燃煤电厂的运行小时数。
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数据与研究方法
(一)基础数据
1.煤电机组
本报告中的煤电机组数据均使用全球煤炭研究网络(CoalSwarm)截至2017年2月的数据。CoalSwarm拥有全球燃煤电厂和机组信息，其中中国大陆地区的煤电机组共计4924个，并包含机组的位置坐标、装机量、运行状态、锅炉类型、建造时间等数据。煤电机组运行状态包括已运行、在建、通过审核、预审核、规划中、取消和缓核/缓建。
在CoalSwarm数据库的基础上，根据相关政策对煤电机组运行状态进行更新。根据2017年1月国家能源局电力司针对广东、甘肃、陕西、山西等13个省份下达的《关于衔接xx省“十三五”煤电投产规模的函》，对明确要求“十三五”期间缓核、缓建和控制规模的煤电项目状态进行更新。其余省份根据2016年10月发布的《关于进一步调控煤电规划建设的通知》要求，将2016年开工建设的煤电项目状态标记为“缓建”，尚未核准的项目标记为“缓核”。对于《能源发展“十三五”规划》中提出的计划“十三五”期间淘汰2000万千瓦落后煤电机组的要求，根据政策中的淘汰标准，由于政策中涉及的机组类型、符合环保条件与否、是否实施改造等信息均无法获取，因此本报告选取保守标准，将数据库中煤电装机量小于30万千瓦、运行满25年的机组标记为“计划淘汰”，并根据2000万千瓦的淘汰要求进行调整，保留装机量较大的机组，优先淘汰装机量较小的机组，最终确定将1994万千瓦煤电机组标记为“计划淘汰”。
2.非煤发电机组
由于本报告撰写时，2016年各省非煤炭火电装机量、水电装机量和年电力最大负荷数据尚未发布，因此统一使用2015年全年统计数据进行计算。各省电力最大负荷数据来源为电力公司网站和新闻公布的数据;非煤火电机组装机量、水电装机量数据来源为Platts全球能源数据库，包括已运行、在建和计划淘汰装机量数据;风电和光伏的各省装机数据来源为2015年国家能源局公布的全年统计数据;核电数据来源为中国核能协会发布的2015年全国核电运行情况数据。
3.基线水压力体系
燃煤电厂的水压力分析采用世界资源研究所(WRI)的Aqueduct全球基线水压力地图作为区域水压力的评价指标。基线水压力为流域内每年取水量与平均可用水资源量的比值，可以体现可用水资源的竞争程度。该数值越高，代表用水竞争压力越大。基线水压力等级根据数值划分为：低(<10%)、低到中(10-20%)、中到高(20-40%)、高(40-80%)、极高(>80%)。对于可用水资源量和取水量分别小于0.03m/m2和0.012m/m2的区域归类为“干旱和低用水量”。此外，本报告根据《煤炭产业如何加剧全球水危机》报告中的分类方法，将基线水压力超过100%的区域划分为过度取水区，表示该流域上人类的取水速度超过了水资源的恢复速度，意味着该流域需要依赖地下水、跨流域调水和海水淡化来满足用水需求，否则便面临着枯竭的危险。
根据《水道水风险框架》中的定义，当基线水压力的阈值为40%时，代表严重的水压力，在这种情况下，会导致企业面临以下水风险：与竞争性用户之间的矛盾增加;难以及时获得供水和用水许可;由于出现新的用水限制条件或需要新的、替代性的、费用更高的水源，造成费用增加。因此，本报告重点关注基线水压力大于40%的高水压力地区，包括高(40-80%)、极高(80-100%)和过度取水(>100%)。在这些区域，企业将面临较高的水风险。
4.特高压输电线路
特高压输电线路及输电规模信息来源为国家能源局和新闻公布信息。本报告跨省特高压电力输送计算中涉及的跨省特高压输电线路包括：锡盟-山东、锡盟-江苏泰州、锡盟-南京、内蒙上海庙-山东、蒙西-天津南、扎鲁特-青州、扎鲁特-河南、淮南-南京-上海、淮南-上海、宁东-浙江、晋北-江苏南京、晋东南-南阳-荆门、溪洛渡-浙江金华、锦屏-苏南、向家坝-上海、金上-吉安、陕北榆横-山东潍坊、云南-广东、陇东-江苏、酒泉-湖南、哈密南-郑州、哈密北-重庆、准东-成都、准东-华东、浙北-福州。另有6条特高压输电线路由于输送总电力等信息无法获取，因此未包含在计算中，包括蒙西-武汉、蒙西-长沙、雅安-武汉、陕北至江西、陇彬-豫北、靖边-连云港。
5.煤电机组冷却方式
燃煤电厂的冷却方式数据来源为Platts全球能源数据库(52.6%)和GoogleEarth卫星图观测(26.3%)。其余21.1%未知冷却方式的燃煤电厂根据以下原则进行假设：
a.山西、内蒙古、新疆、宁夏、陕西5个省份煤电冷却技术强制政策(2008年)
b.使用海水或咸淡水及距离海岸线6.5km以内的电厂划定为使用非淡水作为冷却水的燃煤电厂
c.对同一城市或区域内的燃煤电厂，根据已知冷却方式电厂的建造年份、距河流距离等统计数据与冷却方式的关系进行假设
(二)研究方法
1.2016年过剩产能的计算方法
本报告从资源裕度角度，选用电力系统备用率作为判断各省煤电产能是否过剩的依据。当该省电力系统备用率大于标准值时，即被认为产能过剩。在计算中，假设非火电能源可优先被利用，过剩产能均为煤电产能，即高出电力系统备用率标准值部分对应的煤电装机量被认定为该省煤电过剩产能。因此，
煤电过剩产能=各能源等效可用装机量-电力最大负荷×(1+电力系统备用率标准值)%
根据各省煤电过剩产能在各能源总装机量中的占比，将产能过剩程度由轻到重依次划分为0-20%、20-40%、40-60%、60-80%、80-100%五个等级。
电力系统备用率标准值定义：本报告中的电力系统备用率标准值采用NERC(北美电力可靠性委员会)的默认规划备用容量值15%作为可再生能源装机占比较低和水电为主省份的电力系统备用率。对于可再生能源装机占比较高的省份，电力系统备用率根据等效可用可再生能源容量对电力最大负荷的贡献占比进行调整。
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各省实际电力系统备用率计算：
各能源等效可用装机量=各能源现役装机量×容量置信度∓跨省外送/接收电力
各能源类型和容量置信度如下表所示：
跨省电力输送根据各省电力裕度、区域电网线路和省间电力平衡进行估算。
2.2020年过剩产能的计算方法
根据已出台的规划或政策通知预测2020年各省不同电源的装机容量，以及不同特高压输电线路利用情景下东、西部各省的电力供需情况，再计算各省2020年电力系统备用率。当该省2020年电力系统备用率大于标准值时，即被认为产能过剩。
2020年各电源装机量预测方法如下
煤电机组预计装机量：根据2020年将全国煤电装机规模控制在11亿千瓦以内的要求，对CoalSwarm数据库中煤电项目的运行状态进行选取，使预计2020年投入运行的总装机量尽可能接近11亿千瓦。本报告中2020年煤电总装机量的组成为：目前已运行+在建+已审批+预审批+所有民生热电项目–计划淘汰。
非煤电机组预计装机量：2020年非煤火电机组数据通过基础数据计算。水电、核电、风电和光伏根据《能源发展“十三五”规划》提出的发展规划目标和淘汰率进行预测。
各能源等效可用装机量=各能源预计装机量×容量置信度∓跨省外送/接收电力
2020年各省电力最大负荷预测：假设各省2016-2020年电力最大负荷年均增速与2014-2015年各省电力消费年均增速相同，继而根据2015年各省电力最大负荷、2014-2015年各省电力消费年均增速和最大负荷电力消费弹性进行计算。
跨省电力输送根据各省电力裕度、区域电网和特高压输电线路以及省间电力平衡进行估算。由于特高压输电线路的实际利用情况无法确定，因此本报告分别假设年均特高压输电线路利用率为0%、30%、40%、60%、80%、100%，即年均向外输送相应百分比的规划输电量，再对不同特高压输电线路利用情景下各省电力系统备用率和过剩产能进行计算。本报告仅对30%和60%特高压输电线路利用情景进行详细分析，其余仅进行敏感性分析。由于2016年各省非煤炭火电发电量、火电发电量、非火电发电量和全社会用电量数据尚未发布，因此使用2015年全年统计数据进行计算，数据来源为《中国能源统计年鉴2016》。
本报告针对煤电资源裕度和产能过剩的分析全部基于省级层面，并假设省间存在长期的电力电量交易合同，以满足各省用电最高负荷。例如，河北省将200万千瓦煤电产能输送到北京以满足北京的用电最高负荷，这部分煤电产能将不用于满足河北省内的用电最高负荷。根据相关部门的意见反馈，各省之间实际存在的电力传输比本报告计算中掌握的信息更多。由于信息可获得性的限制，本报告无法将全部省间电力传输考虑在内。因此，对于省间电力传输较多的省份，本报告的过剩产能估算结果可能存在偏差。假设省间的所有电力传输都基于长期的电力电量交易合同，本报告根据现有的各省发、用电量和跨省电力传输线路数据，对省间电力传输进行了敏感性分析。根据分析结果，省间电力传输将降低内蒙古、安徽、陕西、四川等电力输出省份的煤电产能过剩程度，同时加重江苏、浙江、河北等电力输入省份的煤电产能过剩程度。在这种情况下，2016和2020年全国煤电过剩产能与报告结果相比将分别增加1000和1600万千瓦左右。本报告基于省级层面的煤电资源裕度估算使全电网层面的煤电资源裕度整体偏高。当各省的最高用电负荷同时被满足时，本报告分别得到了2016年1.14亿千瓦和2020年2.13亿千瓦的煤电过剩产能。但实际上，从全电网层面来看，如果考虑各省最高用电负荷的非同时性和全电网的跨区互济能力，2016年和2020年全国煤电实际过剩产能应高于本报告的估计值。
3.煤电行业发电耗水量计算方法
根据不同技术规格的燃煤电厂的水耗和各省火电机组平均利用小时数计算出每个煤电机组的年耗水量，再根据世界资源研究所(WRI)的基线水压力地图和电厂位置，标记每个电厂所在的基线水压力属性，继而计算出煤电行业发电总耗水量、高水压力地区煤电机组装机总量和耗水总量。
根据《电力(燃煤发电企业)行业清洁生产评价指标体系》，将煤电机组按照装机量分为<300MW、300MW和>600MW3个等级，并根据机组的冷却方式标注对应的单位发电耗水量
发电耗水量=单位发电耗水量×机组装机量×煤电机组年均运行小时数
煤电机组年均运行小时数：中国尚无煤电利用小时数的统计数据，但据估算，同期煤电与火电利用小时数差距不大，且二者变化趋势完全一致。因此，受数据可得性限制，本报告采用公开发布的火电数据近似代表煤电情况。2015年火电年均运行小时数为国家能源局发布数据。2020年火电年均运行小时数计算如下：
假设火电发电量增速≈全社会用电量增速，则：2020年火电预计发电量=全社会预计用电量-非煤火电预计发电量-非火电预计发电量∓外送/接收电量
由于2016年各省非煤火电发电量、火电发电量、非火电发电量和全社会用电量数据尚未发布，因此使用2015年全年统计数据进行计算，数据来源为《中国能源统计年鉴2016》。
2020年非煤火电和非火电预计发电量：根据2015年数据和2015-2020年预计新增量计算
2020年预计全社会用电量=2015年全社会用电量×(1+2016年前三季度社会用电平均增长率)(1+2014~2015年社会用电年均增长率)
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