以中長期視角回看煤電地位和發展路徑——專訪華北電力大學經濟與管理學院教授袁家海

環保與碳減排高壓、產能過剩、新能源發電加速實現平價……多方面壓力接踵而至，作為我國主力電源，煤電發展何去何從再次成為行業之問。近日，本刊記者專訪了長期跟蹤煤電發展的華北電力大學經濟與管理學院教授袁家海，請他基于中長期煤電發展目標，回頭來評價我國煤電發展現狀，分析和回答未來幾年煤電存量如何優化、增量如何有序釋放等重大問題。

（來源：微信公眾號“能源研究俱樂部”  ID：nyqbyj  作者：鄭徐光）

1記者：您如何評價我國煤電發展的現狀？

袁家海：長期以來，煤電是我國保障電力供應和電力安全的主力電源。從總量看，2018年底，全國煤電裝機容量達到10.1億千瓦，占比53%；煤電發電量4.45億千瓦時，占比64%。煤電裝機比重和發電量比重持續“雙降”，為可再生能源發展讓出空間。從區域布局看，煤電機組主要集中在我國的煤炭大省和經濟大省，如山東、內蒙古、江蘇、廣東、山西等省份。“十三五”期間，多份煤電“急剎車”文件使得煤電裝機的增長勢頭放緩，有效遏制了煤電投資過熱的局面。從改造成果看，全國層面有效開展煤電機組超低排放和節能改造、落后機組淘汰工作，在結構優化、能效提升、污染物減排、壓減燃煤等方面貢獻突出。

但煤電功能性調整工作及配套政策的制定進度緩慢，預計在2020年無法完成既定的煤電靈活性改造目標（2.2億千瓦），這無疑會加大爆發式增長的可再生能源消納難度。盡管不少省份2022年的煤電建設充裕度預警調整為綠色，但當前煤電行業發展仍面臨諸多困境。隨著電力市場化改革和風光平價上網進程的推進，疊加環保、高煤價等成本壓力，煤電正失去價格優勢，經濟性的喪失使得煤電項目的投資吸引力快速下降，同時煤電資產擱淺風險擴大。煤電行業的發展關乎電力市場化改革、2020年電力規劃目標、2030年能源革命目標、NDC減排目標、區域環保目標等的實現，內外困境/約束迫使煤電行業必須做出巨大變革。在中長期內重新調整煤電定位來促進煤電高質量發展，保障能源轉型，是當前政府、市場、行業和企業需要共同探討的焦點問題。

2記者：當前煤電發展存在哪些問題？

袁家海：主要有五方面問題。

第一，存在煤電總體過剩與區域性、時段性尖峰負荷缺口保障矛盾。我國經濟發展進入新常態后，宏觀經濟增速明顯下降，電力消費增速相應下降，全國電力供應能力總體富余。2018年火電平均利用小時數4361小時，比國家發展改革委核定火電標桿上網電價的利用小時數5000小時還要低，遠低于火電機組設定的標準利用小時數5300~5500小時。全國31個省市高于4361小時僅有13個，高于5000小時的僅有4個，可見全國煤電機組整體利用率低，仍處于過剩狀態。

2018全年用電增長遠超預期，山東、江蘇、江西、陜西等省份在夏季共出現了約1500萬千瓦的尖峰負荷缺口。有觀點認為此時應放開煤電停緩建限制，通過新建煤電來填補用電負荷缺口。這種說法是否能站得住腳呢？從資源充裕度的經濟性角度來看，這顯然是不合理的，因為此類尖峰負荷的年持續時間僅為50小時左右。為滿足短時間的非常態負荷而新建耗資數十億的燃煤電廠會浪費大量的社會資源，也會進一步拖累煤電行業自身的效率和效益。更為經濟合理的措施有需求響應、部署儲能或建設燃氣調峰電站等。

第二，環保要求加碼使得煤電發展受限。在環保力度日益嚴格的情況下，國家已經對新建煤電機組的準入標準、現役機組的節能和環保升級改造標準提出了明確要求，對此煤電企業加大了環保投入，加之市場需求導致的煤電電量增長受限、煤價居高不下、環保稅征收，煤電企業整體經營效益明顯下滑，甚至出現大面積虧損。環保成本的外部性已經體現在了企業經營壓力中，隨著全國碳交易市場的建成，環保合規成本將成為限制煤電發展的強約束。

第三，國家、區域發展政策約束。生態文明與能源革命的目標約束，配套氣、水、土三大環境保護戰役等嚴格要求，使得煤電發展布局受到了硬約束。除了在全國層面推進煤電超低排放改造工作，海南、廣東等省市已明確不再新建任何煤電，京津冀、長三角、珠三角等大氣污染治理重點地區禁止配套建設自備燃煤電站，鄭州等多個主城區開展煤電清零工作。按照國家政策導向，煤電產業布局要逐漸向中西部轉移，依托“西電東送”將電力大基地的清潔能源與火電打捆輸送到東中部的負荷中心。但是，西部發展煤電也一樣面臨著嚴峻的水資源約束，而且這一約束會隨著生態文明建設的有序部署而越加強化。因此，即使部分東中部省市的煤電建設預警放寬，區域政策約束也會限制煤電的新增規模。

第四，近中期存在煤電靈活性不足與新能源消納之間的矛盾。風電和光伏超規劃發展及發電出力的隨機性、波動性特征使得電力系統安全穩定運行面臨嚴峻挑戰，靈活性資源不足，新能源消納受限。煤電是考慮現有技術條件以及我國能源資源稟賦情況下最經濟可靠的大型調峰、調頻、調壓的靈活電源。但全國2.2億千瓦煤電靈活性改造任務實際進展緩慢，棄風棄光棄水問題依然存在。未來隨著可再生能源裝機比重的繼續提升，要保障電力系統的安全運行，就必然要求電網、煤電、可再生能源三者之間統籌推進、協調發展。

第五，中長期存在煤電資產擱淺問題。在市場競爭中，提前退役的煤電機組將無法獲得預期收益甚至無法收回投資，即遭受資產擱淺。煤電企業面臨著能源轉型、市場化競爭加劇、產能過剩、環境約束等多重壓力，特別是裝機容量小、服役年限久、污染物排放水平較高、所在地區污染嚴重的機組面臨很高的擱淺風險，而新增機組會進一步推高擱淺風險。個人認為，當前煤電行業面臨的嚴重虧損問題，不是簡單地通過煤電聯動就能解決的，也不會因為放開市場就會自動糾正。煤電效益下滑是在總體產能過剩背景下，疊加環保標準嚴格、能源轉型和新能源替代的中長期結構性問題。近中期若停緩建機組陸續投產，同時繼續新建相當規模的煤電裝機，會擠壓老機組的市場空間使其提前退出，導致國有資產蒙受重大損失，惡化行業整體效益。因此，要繼續采取積極的供給側改革措施，有效控制煤電機組的數量，穩步降低擱淺資產規模，能夠減少利益各方的經濟損失。

3記者：您較早地關注和預警煤電產能過剩問題，請談談煤電化解過剩產能工作效果和過剩煤電資產擱淺的處理問題？

袁家海：2016年發布實施煤電規劃建設風險預警后，國家取消1240萬千瓦不具備核準建設條件的煤電項目。2017年下發火電機組停建或緩建清單約9000萬千瓦，2016年以來煤電新增產能規模逐年降低。2016~2019年淘汰關停落后煤電機組超過2000萬千瓦，提前兩年實現“十三五”去產能指標任務。隨著2018年全年用電增長超出預期，數個項目被移出停緩建項目名單。我認為供應偏緊實際上只出現在部分省份短期用電尖峰時期，這不應該成為繼續興建煤電機組的理由，這部分負荷增長完全可以通過合理配置需求側響應、跨省跨區輸電線路、儲能或者其他清潔可再生電源得到滿足。

在煤電資產擱淺處理問題上，政府需要通過行政手段采取積極的供給側改革措施進行引導。在現有機組的基礎上，不再審批新的煤電項目，只有序續建“十三五”期間停緩建的煤電機組。在保證資源充裕度的基礎上，從政策上明確淘汰機組標準和分省出臺具體淘汰機組名單，確保煤電機組有序退出。

同時還需要從系統需求和存量機組價值最大化角度出發，部分機組仍具有良好使用狀態，可以提供輔助服務。需要科學量化這部分系統價值，有序引導這些機組從電量市場中退出，轉向提供輔助服務。當前，現貨市場建設正在加速推進，市場機制應對其有頂層設計，以保障這些轉向輔助服務的煤電機組具有合理的收益預期。

對于需要提前關停機組，應該設定關停補償的標準來推動僵尸煤電企業退出市場。具體來說，對于運行20年以上的機組提前關閉，可以采取補償電廠適當的利用小時數及發電計劃；對于運行20年以下的機組提前關閉，可以采取一次性補償的措施，補償的具體金額可以按照正常機組的收益水平為上限。

4記者：去年我國已建成全球最大的清潔煤電供應體系。您如何理解這一判斷？

袁家海：與其他煤電國家相比，中國煤電在裝機規模、能效水平、環保標準、可靠性指標、碳排放控制水平等方面均處于世界先進水平。據估計，燃煤電廠超低排放改造自2015年實施以來所達到的SO2和NOx減排效果分別為中國近五年SO2和NOx減排總量的29%和47%；以2005年為基準年，2006~2017年通過降低供電煤耗，電力行業二氧化碳減排50.85億噸，有效減緩了電力二氧化碳排放總量的增長。

截至2018年底，全國達到超低排放限值的煤電機組約8.1億千瓦，占全國煤電總裝機容量的80%，節能改造累計已完成6.5億千瓦以上，超額完成改造任務。煤電超低排放標準配套電價補貼政策，成就了全球規模最大的清潔高效煤電供應體系，有助于推動我國大氣污染治理工作及煤炭的清潔高效、高質量發展。

但需要明確的是，煤電的清潔高效發展并不意味著還需要從規模上繼續大力發展煤電。煤電清潔發展是在我國自身能源資源稟賦和環境減排壓力下的必然選擇，也是在履行氣候變化國際責任下在一次能源結構中繼續使用煤炭的必要選擇。可以說，到目前為止，我國的能源生產革命主要是依靠傳統化石能源（煤炭）的清潔化來保障的；中長期看，還是要靠可再生的規模化發展來實現。因為排放的問題，煤電始終不是真正意義上的清潔電力。按照我國向聯合國提交的減排目標，2030年溫室氣體達峰后，排放總量終究還是要逐步降低。屆時，如果CCS技術仍不能解決以可承受的經濟代價減碳的問題，煤電的市場規模必然是要大幅度下降。由于能源基礎設施投資的長周期性和路徑依賴性，必須要用2030、2050的能源轉型目標倒逼近期、中期的電力規劃和電源結構調整，嚴守煤電裝機總量上限，嚴防因為滿足短期的電力需求繼續大上煤電給中長期能源轉型人為設置障礙。

5記者：長期以來煤電是我國的主體性電源，但一方面新能源平價即將到來，另一方面煤電是高碳電力，在碳減排國際壓力和能源轉型趨勢下，煤電將在未來能源（電源）體系中扮演何種角色？

袁家海：資源稟賦決定了我國無法完全擺脫煤電，未來煤電在我國能源體系中依然占據重要地位。但中長期內要根據不同地區的電力供需基本面和主要矛盾、煤電機組裝機規模預期、可再生能源發展與替代潛力、靈活性改造要求與電源結構優化潛力等，通過市場機制、金融政策引導分化機組，使得不同機組找準功能定位，以適應未來高比例可再生能源電力系統的安全運行需要。不同類型、狀態、標準的煤電機組要按需承擔基荷、調峰及輔助備用的角色，避免“一刀切”，具體來說，大容量高參數的先進煤電機組要充分發揮高能效優勢作為基荷電源運行，可以進一步通過提供熱、汽、水等綜合能源服務來提高能源利用效率；通過完善的輔助服務產品設計，保障30~60萬千瓦亞臨界機組科學合理地發揮靈活性輔助服務作用，實現存量機組由電量型機組向電力型機組轉變；運行年限較長的20萬千瓦及以下常規純凝機組，符合能效、環保標準的將逐步向備用和輔助服務機組轉型，不符合能效環保標準的則將逐步退出市場。

6記者：您對“十四五”煤電發展規劃制定有何建議？

袁家海：主要有四點建議。一是嚴控煤電增量。在充分發揮電力系統的調節能力后按照需求有序釋放停緩建項目，確保2020年煤電裝機控制在11億千瓦以內；2025年煤電裝機總量控制在11.5億千瓦。我們預期，隨著“十四五”電力需求的進一步放緩，在新增電量需求中煤電的市場份額將進一步下降；而“十五五”期間很可能會出現增量電量需求完全由可再生能源來滿足、可再生能源開始滲透存量電量的情況。

二是優化煤電存量，堅決淘汰不達標煤電產能。對于無法達到環保要求的、經濟效益極度惡化的機組堅決關停。需要明確，淘汰不僅是簡單的機組關停，還包括提升機組的系統價值，部分機組改造后符合環保等相關標準的，可以作為戰略備用機組繼續提供服務。這一方面避免了不必要的機組新建，另一方面也緩解了落后煤電機組退出的經濟損失和負面社會影響。

三是提高煤電靈活性。隨著可再生能源快速發展，我國應配套釋放相應的煤電靈活性調節能力，將各地新能源規模總量與煤電靈活性提升規模掛鉤，將煤電靈活性提升規模納入區域發展規劃，分解落實并實現總量控制。同時需要優化電網調度運行方式，確定合理的調峰深度，提升能源利用效率，推動存量煤電實現由電量型機組向電力型機組的定位轉變。

四是完善配套市場機制，告別平均主義。構建不同時間維度，包括能量、容量、輔助服務等不同交易對象的完整市場結構，統籌不同市場之間的銜接機制。構建合理的價格機制，健全完善差異化補償機制，引導各類煤電找準定位，充分發揮各類存量煤電機組系統價值，以高質量的煤電發展推動綠色低碳能源轉型。

原文首發于《電力決策與輿情參考》2019年6月7日第21期