中國煤電的“十四五”命途

即便中國能源的消費結構與輿論導向扭曲著現(xiàn)實力場，但一個毋庸諱言的事實是，煤電仍是中國電力供應的絕對主體能源。

來自中國電力企業(yè)聯(lián)合會(簡稱“中電聯(lián)”)的統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，2018年，中國煤電44829億千瓦時，占全社會用電量64.97%;煤電裝機100835萬千瓦，占53.07%。

但硬幣的另一面，煤電的地位也已不同往日。煤電最早誕生于英國。當愛迪生1882年在倫敦開設Holborn Viaduct發(fā)電站時，這個世界首個煤電廠也開啟了人類第一次工業(yè)革命的大門，直到今日，即便在全球范圍內，煤電仍是世界能源供給重要部分。

但人類的普世共識倒逼著煤電的生存空間。從全球到中國，煤電對于環(huán)境的負面效應廣受詬病。煤電的產(chǎn)業(yè)環(huán)保困境，批評者認為其一是燃煤電廠煙氣含有多種污染物，包括一氧化碳、二氧化硫、氮氧化物、粉塵等，這些氣體排入空中，污染空氣;其二、煙氣中含有大量二氧化碳，導致全球氣溫升高。

2015年12月12日，《巴黎協(xié)定》簽署，為控制全球氣溫上升，約200個締約方在巴黎氣候大會上簽約，相約控制各自溫室氣體排放。

為落實減排目標，歐洲各國列出去煤時間表。先是英國，計劃到2025年關閉所有的煤電廠;繼而法國，宣布到2021年關閉所有燃煤電廠，然后德國、芬蘭、荷蘭等國相繼確定去煤計劃。

中國是《巴黎協(xié)定》締約國之一。中國國家主席習近平承諾，2030年中國碳排達峰，非化石能源占一次能源消費比例達到20%。

“十三五”期間，控制煤炭消費量、發(fā)展綠色低碳能源，是能源政策導向。能源供給背景下，結構調整成為主要任務。

此外，為治理大氣污染，2013年國務院發(fā)布《大氣污染防治計劃》，提出進行煤炭中長期總量控制，加強散煤利用治理，要求煤電廠進行環(huán)保改造，并限制京津冀、長三角、珠三角等區(qū)域新建煤電廠。

多種因素作用下，“十三五”期間，煤電增速高開低走。

統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，2018年，煤電發(fā)電量同比增長7.29%，裝機增長僅為2.31%。在新增發(fā)電裝機容量中，煤電2018年新增3056萬千瓦，同比降低12.79%。

一面是煤電的污染、碳排惡名，一面是風電、光伏等清潔能源的崛起，“十四五”期間，中國煤電的產(chǎn)業(yè)政策頂層設計再一次成為業(yè)界關注焦點。

這關乎中國能源大消費既定方向中，各方利益主體的零和博弈，或正和共榮。

煤電的誤解

霧霾壓國。煤電成為眾矢之的。

2013年，霧霾大規(guī)模爆發(fā)。當年1月，在霧霾重災區(qū)北京，僅有5天不是霧霾天，口罩出行成為京城新景象。報告顯示，中國最大的500個城市中，只有不到1%的城市達到世界衛(wèi)生組織推薦的空氣質量標準。2014年1月，國家減災辦、民政部首次將危害健康的霧霾天氣納入2013年自然災情進行通報。

2013年9月，國務院發(fā)布《大氣污染防治計劃》，決心大力整治空氣污染，其中最重要的是改變能源結構，進行煤炭中長期總量控制，作為煤炭最重要的利用形式，煤電也在防治范圍內。根據(jù)《大氣污染防治計劃》，煤電廠必須進行環(huán)保改造，并限制京津冀、長三角、珠三角等區(qū)域新建煤電廠。

由于公認燃煤是霧霾的主要成因，而煤炭的最大用戶又是煤電，于是，煤電被普遍認為是導致霧霾的元兇。

但這實際是一種誤解。

“不要將煤電和煤炭畫等號，也不要將煤電和霧霾畫等號。”電力規(guī)劃設計總院規(guī)劃研究部副主任劉世宇表示。

2017年9月，中電聯(lián)發(fā)布了《中國煤電清潔發(fā)展報告》，報告顯示，在北京，以及更大范圍的京津冀，燃煤污染物排放占整個京津冀霧霾成分的34%。

國網(wǎng)能源研究院研究顯示，2016年煤電耗煤約14.95億噸，占全年煤炭消費量43.2%。煤電是名副其實的煤炭第一大用戶，但并不代表是污染第一大戶。

2007年，國家發(fā)改委就和環(huán)保部門聯(lián)合下文，要求煤電機組進行脫硫改造;2015年，發(fā)改委、環(huán)保部、能源局又聯(lián)合發(fā)文，要求煤電進一步進行超低排放改造。

中電聯(lián)報告顯示，2016年，我國單位火電發(fā)電量煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放量分別降至0.08克、0.39克和0.36克，達到世界先進水平。從1979-2016年，火電發(fā)電量增長17.5倍，煙塵排放量比峰值600萬噸下降了94%，二氧化硫排放量比峰值1350萬噸下降了87%，氮氧化物排放量比峰值1000萬噸左右下降了85%。

京津冀污染物排放的主因是散煤的燃燒。環(huán)保部調查顯示，京津冀區(qū)域每年燃煤散燒量超過4000萬噸，占京津冀煤炭用量的十分之一，對煤炭污染物排放量的貢獻總量卻達一半左右。

據(jù)此計算，京津冀地區(qū)，散煤燃燒排放的污染物是煤電的7倍左右。根據(jù)環(huán)保部調查，散煤污染物排放占煤炭污染物排放約50%，而煤電污染物排放占霧霾成分34%，則意味著煤電污染物排放實際僅占霧霾成分2.4%左右。

多位業(yè)內人士認為，推進電能替代，將散煤燃燒，轉化為煤電形式，實際有利于降低污染物排放，提高煤炭燃燒效率。

煤電負外部性的另一條是二氧化碳排放，二氧化碳是一種溫室氣體，大量排放會導致全球氣溫升高?！栋屠鑵f(xié)定》正是為了控制溫室氣體制定。

多家電力咨詢機構人士表示，對于電力的“十四五”規(guī)劃，中國承諾的“碳排2030達峰、非化石能源占一次能源20%”是規(guī)劃研究的外部硬性約束條件，所有的預測都基于這一條件進行，在這一約束條件下，“十四五”煤電仍然具有發(fā)展空間。

國情最優(yōu)方案

中國正在努力提倡煤炭的清潔高效利用。通過煤電機組的環(huán)保改造，中國的煤電廠都對外宣布可以達到相當于天然氣發(fā)電的排放水平，甚至將來比天然氣發(fā)電更清潔(近零排放)。

對于諸多關注中國能源消費的國人來說，為什么不直接用天然氣發(fā)電?或者，為什么不使用沒有排放的風電、光伏來替代煤電是他們經(jīng)常提出的產(chǎn)業(yè)之問。

事實上，從能源安全的維度考慮，煤炭是中國儲量最豐富的能源。相比煤炭，石油、天然氣的對外依存度年年攀登新高。

今年3月，《中國油氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展分析與展望報告藍皮書》在北京發(fā)布。報告顯示，2018年，中國油氣對外依存度雙創(chuàng)新高，其中石油對外依存度逼近70%，天然氣對外依存度升至45.3%。

相比而言，2018年中國煤炭產(chǎn)能36.8億噸，煤炭消費量為39億噸。與此同時，煤炭業(yè)還在持續(xù)推進去產(chǎn)能，以遏制煤炭產(chǎn)能過剩。

此外，電力系統(tǒng)運行需要煤電。相比煤電、天然氣發(fā)電等，風電、光伏靠天吃飯，屬于不可控的間歇式能源。

隨著風電、光伏在電力系統(tǒng)中的比例增長，電力系統(tǒng)的安全運行，必須面對的一個現(xiàn)實問題是，風電、光伏的間歇式供應外，如何保證電力系統(tǒng)的穩(wěn)定可持續(xù)。

內蒙古的案例可以作一注解。

內蒙古擁有豐富的風電資源，風電開發(fā)也走在全國前列。到2011年，內蒙古風電裝機已經(jīng)達到全國第一。但由于本地消納有限，外送通道又不暢，內蒙古棄風問題成為關注焦點。

數(shù)據(jù)顯示，2011年蒙西棄風比例23%，2014年一季度棄風比例創(chuàng)下45.2%的棄風記錄。即使在情況好轉的2015年，內蒙古棄風率也高達18%，棄電91億千瓦時。

2016年、2017年，由于棄風率高企，國家能源局將內蒙古歸為紅色預警區(qū)域，禁止新建風電項目。2018年，內蒙古棄風緩解，才解除紅色預警。

令人始料未及的是，內蒙古原本本地消納不足，導致棄風棄電，但從2018年開始，反而出現(xiàn)供電不足的現(xiàn)象，當?shù)刂T多工業(yè)大戶不得不面對限電境況。

內蒙古限電困局首先爆發(fā)的主要地區(qū)是烏蘭察布。從2018年國慶往后，烏蘭察布就頻頻發(fā)生限電事件。

調研公司報告稱， 烏蘭察布限電2018年10月最為嚴重，11月開始逐漸恢復，春節(jié)期間限電影響已幾乎沒有，但春節(jié)過后限電再次嚴重。

今年4、5月，疊加熱電機組檢修影響，供電出現(xiàn)嚴重缺口。6月，因系統(tǒng)出力不足，烏蘭察布地區(qū)又限電用電100萬負荷。7月中旬，烏蘭察布再度限電。

一位電力研究人士表示，過去蒙西電網(wǎng)是將風電、光伏負荷預測折算10%計入電力平衡，近年來，為了更多消納可再生能源，風電、光伏負荷預測已經(jīng)折算90%計入電力平衡，在這一電力平衡模型下，關停了大量的煤電機組，導致氣象因素作用下，風電、光伏停止出力，托底的在運煤電機組又爬坡能力不足，進而導致電力用戶間歇式限電。

風電、光伏等不可控能源在電網(wǎng)中比例增長，導致在供電側，需要更多的調峰資源。作為可再生能源發(fā)展的先行者，德國早有先例。

一位電力研究人士表示，風電、光伏在電力系統(tǒng)中比例到達一定比例(15%-20%)后，每高一個百分點，對電力系統(tǒng)的調峰要求都是質的改變。

據(jù)介紹，2013年，德國有223天對傳統(tǒng)能源出力進行調整，以適應風電、光伏波動性特質;2014年，調整天數(shù)上升到3 30天。從電量來看，2014年，德國為適應新能源的調整電量為5197吉瓦時(GWH)，2015年就變成了16000吉瓦時了。

另外，在用電側也出現(xiàn)了新的變化。

近年來，工業(yè)用電增長放緩，而居民用電則保持快速增長。相比工業(yè)用電預測、調度，居民用電的預測和調度則難得多，用電側負荷的波動性也更大;這意味著，不管在供電側還是在用電側，負荷的波動性都在加大，都需要更多的調峰資源。

另外，電力系統(tǒng)的容量也不足。近年來，東南部省份，如河南、江蘇、浙江、湖南等地，在區(qū)域地區(qū)高峰出現(xiàn)供電缺口。今年夏季前，國網(wǎng)各地區(qū)公司發(fā)布預測，估算高峰時段供電缺口達千萬千瓦。

這些供電缺口與過去大面積缺電不可相提并論。負荷監(jiān)測顯示，迎峰度夏期間97%以上尖峰負荷的持續(xù)時間也只有幾個小時或十幾小時。

這意味著為滿足尖峰負荷時段電力平衡，最經(jīng)濟的方法，是調節(jié)電力用戶，在尖峰時段減少用電。東部省份正在推進的需求側響應，即從用戶角度進行削峰填谷。

需求側響應之外，只能加大區(qū)域內備用機組容量，在供電不足時頂上，或者加強區(qū)域電網(wǎng)聯(lián)系，互相調劑。

但不論是備用機組還是調峰機組，中國的選項都很有限，可供選擇的可控發(fā)電機組主要包括煤電、天然氣發(fā)電和儲能，相較而言，煤電具有最優(yōu)的經(jīng)濟性。

可再生能源機組搭配儲能，可以成為可控電源，但成本更高。目前，儲能充放一次成本約在0.5元/千瓦時，僅儲能成本就高于煤電;有研究測算顯示，煤電運行成本要比天然氣發(fā)電低25%。

劉世宇認為，在“十四五”期間，即使讓核電、水電、天然氣發(fā)電、風電、太陽能發(fā)電、儲能等，以及需求側響應充分發(fā)展，還是不足以滿足電力供應安全需求，仍然需要適度發(fā)展煤電機組，這也是中國國情下最現(xiàn)實、最經(jīng)濟的選擇。

煤電增量幾何?

“十四五”期間煤電以調峰角色為主，有無可能通過增加現(xiàn)有煤電機組靈活性來提升調峰資源，而不必新增煤電機組?

“如果說煤電不發(fā)展，我是堅決反對的。” 劉世宇說，從電力系統(tǒng)運行角度看，煤電在十四五期間肯定要有增量。

另外，由于電力是一個資金密集型、長周期行業(yè)，配套“十三五”核準的西電東送重要輸電通道的煤電項目，實際已經(jīng)陸陸續(xù)續(xù)開工;還有一些涉及民生供暖的熱電聯(lián)產(chǎn)機組，也已經(jīng)核準開工。

這意味著“十四五”煤電將形成增量已正在進行的事實。

中電聯(lián)圍繞電力中長期發(fā)展，聯(lián)合有關電網(wǎng)公司、發(fā)電企業(yè)開展了一系列研究。中電聯(lián)《“十四五”及中長期電力需求預測》提出，中國電力需求還處于較長時間增長期，但增速逐漸放緩。

預計2020年、2025年我國全社會用電量分別為7.6萬億、9.5萬億千瓦時，“十三五”、“十四五”期間年均增速分別為5.9%、4.5%;2030年、2035年我國全社會用電量分別為10.5-1.2萬億、11.5-12.4萬億千瓦時，“十五五”、“十六五”期間年均增速分別為2.1%-3.4%、1.7%-2.2%。

“十四五”期間，煤電的發(fā)展空間要從電量平衡和電力平衡兩個層面看，既要滿足電量平衡又要滿足電力平衡。

從電量平衡看，目前煤電利用小時數(shù)僅為4300小時左右，而煤電機組本身的利用小時數(shù)完全可以達到5500小時以上，按照目前已建在建的11億千瓦煤電測算，至少可以增加1.3萬億千瓦時，考慮其他類型電源增加的發(fā)電量，“十四五”期間煤電幾乎沒有建設空間。

從電力平衡看，由于新能源發(fā)電有效容量低，在用戶需要用電的時候，可能出現(xiàn)沒有風、沒有光的情況，新能源就沒有出力。以2018年的運行數(shù)據(jù)為例，用電高峰時段一般是晚上6-9點，風電能夠參加電力平衡的容量不到裝機的10%，光伏基本是零。因此，為滿足電力平衡要求，需要建設一定規(guī)模的煤電裝機來“托底保供”，即在控制新能源合理棄風棄光的前提下，供給側最大限度地發(fā)展可再生能源、優(yōu)先利用可再生能源，消費側合理消減尖峰負荷，在此基礎上，電力缺額部分由煤電來保障供應。

中電聯(lián)行業(yè)發(fā)展與環(huán)境資源部副主任張琳表示，“十四五”期間，中國至少需要新增1。 5億千瓦煤電裝機。

目前，新能源占總裝機比重為18.6%，抽蓄、氣電等靈活調節(jié)電源占總裝機的比重僅為5.9%;中電聯(lián)預計，相比于2018年，2025年我國新能源占總裝機比重將提高6個百分點，而靈活調節(jié)電源比重僅提高3.5個百分點。

中電聯(lián)報告顯示，隨著新能源快速發(fā)展和用電特性變化，系統(tǒng)對靈活性電源需求將不斷提高，煤電機組將更多承擔系統(tǒng)調峰、調頻、調壓和備用功能。煤電在系統(tǒng)中的定位將逐步由電量型電源向電量和電力調節(jié)型電源轉變。

“十四五”期間，新增煤電裝機將更多扮演承擔電力系統(tǒng)中調節(jié)型電源的角色。相比之下，其他調節(jié)能源難擔系統(tǒng)調節(jié)重任。

中電聯(lián)報告還進一步指出，截止2018年底，中國抽水蓄能電站總裝機2999萬千瓦。預計“十四五”末抽水蓄能裝機約8000萬千瓦;天然氣發(fā)電方面，截止2018年底，全國氣電裝機8375萬千瓦，但由于中國天然氣資源不足，對外依存度達45.3%，而且天然氣發(fā)電成本高，度電燃料成本約0.50元，現(xiàn)有的氣電70%以上是熱電聯(lián)產(chǎn)項目，調節(jié)能力有限。中電聯(lián)樂觀估計“十四五”末氣電裝機約1.8億千瓦。儲能電站目前受安全性、經(jīng)濟性等因素制約，尚未達到大規(guī)模商業(yè)化應用條件。

另外，為提高系統(tǒng)調節(jié)能力，對現(xiàn)有煤電機組進行靈活性改造，也是一個現(xiàn)實的選擇。

破解新能源消納難題，涉及電源、電網(wǎng)、用戶、政策、技術等多個方面，需要多措并舉。

張琳認為，丹麥新能源負電價政策在解決新能源消納方面具有借鑒意義，但這是在丹麥電力系統(tǒng)具備充足調節(jié)能力的前置條件下，通過價格杠桿，選擇最具性價比的調節(jié)資源。

“中國調節(jié)資源嚴重不足。”張琳說，煤電機組的靈活性改造，是基于中國國情的現(xiàn)實選擇，解決的是調節(jié)資源有無的問題。

重建收益機制

“十四五”期間，中國需要發(fā)展一定的煤電來保證電力系統(tǒng)的安全運行，但另一個問題是，還有沒有公司愿意投資煤電?

煤電已經(jīng)不再是一門好生意。煤電目前絕對主導的收益機制，仍然是通過上網(wǎng)售賣電量作為收入來源，煤價不變條件下，上網(wǎng)電量高、電價漲則收入漲，反之則收入下降。

但煤電的設備利用小時數(shù)離設計值的5500小時還有相當距離。中電聯(lián)數(shù)據(jù)顯示，2018年，6000千瓦及以上火電機組設備利用小時為4378小時，2017年則為4219小時。

劉世宇預計，由于煤電的系統(tǒng)作用和定位逐步發(fā)生變化，2025年前后煤電設備利用小時數(shù)能保持在4300小時以上，到4500小時左右，各地區(qū)有差異，可能回不到前一個發(fā)展階段5000以上的設備利用小時數(shù)。

設備利用小時數(shù)不達設計值，同時，原本為平衡市場煤的煤電聯(lián)動機制(2020年取消煤電聯(lián)動)失效，導致煤電機組無法疏導原料煤漲價的成本壓力，煤電廠大面積虧損。

來自中電聯(lián)的報告指出，截止2018年10月底，燃煤發(fā)電企業(yè)平均虧損面達58.94%，前三季度虧損額達282億元。按照當前電煤價格、標桿電價和機組年利用小時數(shù)測算，只有百萬機組存在微利，其余30萬、60萬級機組處于虧損狀態(tài)。

這意味著，在現(xiàn)行機制下，“十四五”所需的新增煤電機組無法對投資商形成吸引力。

另一方面，存量煤電機組靈活性改造也同樣吸引不起電力公司的興趣。《電力發(fā)展“十三五”規(guī)劃》中提出，“十三五”期間“三北”地區(qū)完成煤電機組靈活性改造約2.15億千瓦。

截至2019年5月，“三北”地區(qū)累計完成火電機組靈活性改造5078萬千瓦，僅完成規(guī)劃目標的24%。其中，華北地區(qū)煤電靈活性改造完成25%，西北地區(qū)完成更少。

業(yè)內公認，煤電機組靈活性改造技術不是問題，難題在于捋清其中的利益關系，建立更為科學的利益分配機制。

在當下煤電機組依靠出售上網(wǎng)電量獲得收入的模式下，煤電深度調峰機組年利用小時數(shù)必然會大幅下降，直接影響企業(yè)收益。

以丹麥為例，丹麥的火電利用小時數(shù)從調峰前的5000小時下降到了調峰后的2500-3000小時，通過現(xiàn)貨市場價格調節(jié)，調峰收入仍然確保了其可以獲得合理的收益。

中國電力現(xiàn)貨市場還在試點階段。不過東北是國內最早試運行輔助服務市場的地區(qū)。

事實上，由于東北地區(qū)因調峰輔助服務政策出臺早、補償力度大，企業(yè)改造積極性高，試點煤電項目靈活性改造已完成80%。

一名電力行業(yè)專家講了個現(xiàn)實發(fā)生的故事。

東北地區(qū)經(jīng)常人為設定機組最小出力，有一臺熱電聯(lián)產(chǎn)機組經(jīng)遼寧核定可以實現(xiàn)最小出力，核定的人覺得技術上沒問題，“但是電廠的人，眼淚都下來了，說降不下來，用電低谷期，這個機組出力降到65%”。

后來，東北地區(qū)有了調峰輔助服務補償機制，市場激勵手段出現(xiàn)后，這臺機組沒有做任何改造，在保證供熱的情況下，最小出力降到了25%。

張琳認為，煤電靈活性改造，需要建立合理的利益分配機制，保障企業(yè)獲取合理補償。相比國外，我國的補償標準明顯偏低。2018年我國輔助服務補償費用占上網(wǎng)電費總額的0.83%，遠低于美國PJM市場的2.5%、英國的8%。

張琳提出三點建議：

一是推行標準化電煤中長期購銷合同，合理疏導煤電企業(yè)發(fā)電成本，保障各方利益。

二是優(yōu)化調度運行方式，充分發(fā)揮各類機組技術特性。百萬千瓦、大部分60萬千瓦機組能耗低，應盡量帶基本負荷，保證電量收益;30萬千瓦及以下機組開展靈活性改造參與深度調峰等輔助服務，獲得輔助服務補償。

三是逐步推動補償政策向市場機制過渡，適時出臺容量電價，擴大靈活性交易品種。

事實上，主管部門也已經(jīng)開始重視煤電機組的經(jīng)營困境。國家發(fā)展改革委10月24日公布《關于深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價形成機制改革的指導意見》，明確從2020年1月1日起，取消煤電價格聯(lián)動機制，將現(xiàn)行燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價機制，改為“基準價+上下浮動”的市場化價格機制。

盡管發(fā)改委明確2020年暫不上浮上網(wǎng)電價，以確保工商業(yè)平均電價只降不升，但電價的上下浮動空間，給了煤電機組通過價格疏導電煤成本壓力的可能。

“十四五”期間，新增煤電機組定位調節(jié)型電源，為新能源調峰，為系統(tǒng)做備用容量，相關利益分配機制的建立尤為關鍵。

“問題是錢從哪里來?”一位電力行業(yè)專家表示，目前相關利益機制的建立由地方政府牽頭推進，但進展并不順利。

涉及電力調峰的幾個當事方，新能源行業(yè)面臨退補、欠補，經(jīng)營壓力巨大;煤電行業(yè)大面積虧損;兩次降低工商業(yè)電價后，電網(wǎng)也面臨經(jīng)營壓力。

多個電力專家表示，新能源帶來的綠色清潔的電力，實際由用戶享受，理應由用戶付費買單。

但現(xiàn)實是，國務院今年又降低10%一般工商業(yè)電價，中央政府的政策取向是降電價而非漲電價。

劉世宇認為，現(xiàn)在首要的任務，是為煤電去妖魔化，確立“十四五”發(fā)展煤電必要性的共識，“之后自然會有解決方案，沒有什么問題是解決不了的。”