我国煤电发展关键问题探讨与思考

2018年底的中央经济工作会议指出，我国经济运行主要矛盾仍然是供给侧结构性的，必须坚持以供给侧结构性改革为主线不动摇，更多采取改革的办法，更多运用市场化、法治化手段，在“巩固、增强、提升、畅通”八个字上下功夫。近年来，电力领域供给侧结构性改革取得了突出成绩，尤其是煤电产能得到有效控制，年度新增装机由2015年的5400万千瓦大幅降低至2018年的2900万千瓦，达到2003年以来的最低水平，火电机组平均利用小时数由2015年的4165小时回升至4361小时。同时，煤电对促进新能源消纳的支撑作用进一步显现，2018年我国弃风率7.2%，同比下降4.9个百分点，弃光率3.0%，同比下降2.8个百分点。当前，我国煤电装机已突破10亿千瓦，作为电力领域的“主力军”，如何引领电力行业高质量发展，逐步形成对现代能源经济体系的有效支撑，是煤电行业发展亟需探讨和思考的关键问题。

一、煤炭产能控制不会放松，但电煤比例保持增长，煤电建设仍有一定空间

从能源消费结构看，2013年我国煤炭消费总量达到近年来阶段性峰值42.4亿吨，此后受经济增速换挡、能源清洁低碳转型要求、生态环境制约等因素的影响，2016年煤炭消费总量下降到38.5亿吨。近两年，稳投资的政策要求提升了钢铁、建材等行业煤炭需求，2018年煤炭消费达到39.3亿吨。根据《能源发展“十三五”规划》(以下简称《规划》)，2020年煤炭消费总量占一次能源比重需降至58%。2018年底，我国煤炭消费比重首次低于60%，降至59%。同时，年底中央经济工作会议提出的“八字方针”将巩固“三去、一降、一补”成果放在首位，煤炭产能控制不会放松，预计我国煤炭消费总量有望在2020年前后达到峰值区间。

在煤炭消费结构方面，《规划》要求到2020年，将电煤比例提升到55%。近年来电煤消费比重受电力需求波动影响特征明显：2015年在电力需求“断崖式”下跌的情况下，电煤消费比重由2013年的47.6%降低至46.3%;但2016年后电力需求增速超预期，电煤比例稳步回升，2018年已提高至52.9%。从全球范围看，2018年电煤消费比重平均水平是78%，美国和欧盟更是分别达到93%和82%。此外，目前我国直燃煤和散烧煤比例合计高达20%，远高于欧盟、美国5%以内的水平，造成极大的环境污染和资源浪费。随着电力市场的逐步成熟和新能源发电边际成本优势逐渐凸显，新增用电需求将主要由新能源发电满足，电煤消费增速趋缓，但电煤消费比重仍将持续提升，煤电仍有一定的发展空间。

二、煤电发展有必要树立“峰值意识”和“底线思维”

我国工业化快速发展阶段，电力需求高增速、风光等替代发电能源技术经济性不足等都决定了以粗放的电力供应满足刚性的电力需求是最突出的阶段性特征，也是煤电建设的高峰期。随着我国经济增速换挡，电力整体供需形势已由偏紧张转向偏宽松，电力供应“总体供应过剩”和“局部短时缺口”的现象并存。在电力规划工作中，业界“高看高、低看低”的现象是重要原因之一，尤其是2015年以来电力需求增速短期大幅波动，以及电力基础设施的长周期、强路径依赖特性矛盾逐步凸显。一方面是煤电机组平均利用小时数不高，另一方面是2018年山东、河北南部电网、安徽、华中等地区最大电力缺口较2017年呈扩大趋势。

当前，对于煤电发展，笔者建议从两个方面审慎对待。第一，我国煤电发展有必要树立“峰值意识”，需科学研判、冷静对待电力需求增速的大幅波动，避免新一轮的煤电产能过剩。若按照“十四五”“十五五”期间年均电力需求增速分别为3.7%和2.3%左右考虑，我国煤电规模达到11.5亿～12亿千瓦即可满足电力供应需求。面对近年来电力需求的高增速，业界对中长期电力需求增长预期有所提高，若“十四五”“十五五”期间年均电力需求增速按照4.5%和2.9%左右考虑，煤电峰值可能突破13亿千瓦。电力需求随经济形势变动较大，但煤电运行周期数十年，对这种变动周期差异的考虑尤为重要。

第二，无论是从我国能源资源禀赋、还是从电力行业现状看，煤电在电力系统的基础性地位一定时期内不会改变，一定规模的煤电不可或缺，尤其是部分地区的安全保障机组建设，要树立“底线思维”。据统计，2003年以来，我国煤电装机进入快速发展期，年均增长5000万千瓦左右，其中65%以上集中在东中部地区。按照原设计20～30年经济寿命考虑，如不对煤电机组进行延寿改造，东中部地区在2025年以后，将有大量煤电机组退役。但新增煤电项目主要集中在西部、北部地区，未来局部地区的电力保障需要统筹谋划、提前布局。

三、外部成本内化是未来煤电发展的重要挑战

美国夏威夷大气观测研究机构最新发布数据显示，大气层中的二氧化碳含量首次突破415ppm，创下人类诞生以来的历史最高值。当前全球二氧化碳浓度增速已超过《巴黎协定》预期，气候变化不仅是能源领域的重要议题，也是我国参与全球治理的重要一环，煤电碳排放成本的内部化是未来发展的重要挑战。

当前，着力降低用能成本、支撑实体经济发展是能源行业的重要使命。考虑煤炭等大宗商品价格随供给侧结构性改革的深入推进保持高位，若直接大范围征收碳税势必会加剧用能成本上涨压力，因此，目前征收碳税尚不具备推行条件。相对而言，碳交易是较为温和的措施，可通过试点运行的方式逐步推广，不断构建和完善我国的碳治理体系。在政策引导下通过市场化手段探索合理的碳排放成本，以促进实体经济可持续发展为目标，引导产业结构调整、培育低碳产业发展新动能。

2010年10月，我国首次提出建立和完善碳排放交易制度。2012年6月，深圳正式启动了中国第一个碳排放交易平台。截至2018年底，我国的碳排放交易量已近8亿吨，累计碳排放交易额在110亿元以上。从过去几年情况看，湖北碳排放交易量占比超过40%，北京碳排放交易所价格最高，达到52.72元/吨。未来，虽然煤电碳排放成本可以依托电力辅助服务盈利等方式对冲，但外部成本的增加仍会带来较大的压力，需提前谋划。

四、煤电应更为积极调整定位，引领电力行业高质量发展

清洁低碳、安全高效是电力行业发展的核心要求，煤电既要为清洁能源腾出空间，又要作为稳定、灵活的电源发挥基础性作用。当前我国煤电装机已突破10亿千瓦，有条件、更有必要主动调整定位，引领电力行业的高质量发展。尤其是以风光为代表的清洁能源发电在时间维度上具有季节性、时段性的波动和随机特点，在地域上又受限于资源分布不均衡，需要多资源互补、跨时空互济，对电力系统的灵活性和平衡能力提出更高要求，煤电灵活性改造是当前最经济、最实用的措施之一。

《电力发展“十三五”规划》明确要求“十三五”期间“三北”地区火电灵活性改造2.15亿千瓦。根据各省调研收集情况，截至2018年11月底，“三北”地区已完成改造规模只有4009万千瓦，其中约60%(合计2380万千瓦)在东北地区。究其原因，主要是电力辅助服务市场价格机制发挥了重要作用。相关数据显示，2018年度东北电力有偿调峰辅助服务费用合计27.8亿元，平均价格0.525元(实际最高出清价格1元，实际最低出清价格0.16元)，高于当地燃煤标杆电价，且东北96%的辅助服务补偿费用都用于调峰。此外，西北、华北等电力辅助服务市场逐步完善，旨在以市场机制逐步取代传统行政要求的方式提升煤电参与调峰等辅助服务的积极性。2018年我国电力辅助服务补偿费用最高的三个区域就是西北、东北和华北区域，补偿费用占上网电费比重分别达到3.17%、1.82%和0.61%，也是我国新能源发展最快的地区。随着未来新能源渗透率的进一步提升，电力系统对辅助服务的需求将更加迫切，市场价格的相应变动也会更加合理。煤电企业应及时跟进政策变动，并从机组调节能力内部挖潜、灵活性改造、内部电力市场培训等方面提前布局，主动走出“舒适区”，积极参与调峰、备用、调压等辅助服务，提升系统调节能力和整体运行效率，共同做大“蛋糕”。

综上，作为我国能源电力领域的“压舱石”和“稳定器”，煤电对于构建清洁低碳、安全高效能源体系必将发挥重要的基础性作用。未来需在保持“峰值意识”和“底线思维”的基础上，以清洁化和灵活性改造为抓手，主动调整发展定位，引领能源电力行业高质量发展，为国家现代能源经济体系建设贡献更大力量。