谨防“十四五”末煤电局部过剩与短缺并存

2020 年双碳目标提出之后，涉煤产业被严重污名化，煤电行业尤为如此，国内不少省份出现了运动式减碳的势头。2021 年中至 2022 年初，全国出现了大范围的缺电，保供压力陡增。

为了确保能源安全，国务院及时发布了“确保能源安全，推动能源革命，立足能源禀赋，坚持先立后破、通盘谋划、推进能源低碳转型”的总方针，明确了煤电机组在当前阶段的压舱石和稳定器的作用。各地方政府再次重新认识到现阶段煤电的主体地位不可或缺。

2023 年 3 月，根据 Global Energy Monitor 的相关数据，2022 年国内新核准的煤电装机高达 106GW，是 2021 年的 4 倍，相当于每周核准 2 个煤电项目。另据北大能源研究院《加速推动中国典型五省的煤电转型和优化发展》报告统计，2022 年 1～11 月，国内新核准的煤电项目已经高达 6524 万千瓦，超过 2021 年核准总量的三倍。有媒体报道，2022 年 9 月，国家发改委召开了煤炭保供会议，提出今明两年火电将新开工 1.65 亿千瓦。以上信息尚需进一步证实。

目前的火电机组审批核准提速，是否会重演 2015 年后的煤电行业产能过剩的风险？细究起来仍然存在一定隐忧和风险，值得进一步研究和探讨。

过热与否的经验判断

以个人愚见，或许可以将五年平均新增煤电装机可以作为一个参考指标。“十一五”期间，煤电装机年均新增 6400 万千瓦，“十二五”期间，煤电装机年均新增 4632 万千瓦，而“十三五”期间下降至年均新增 3867 万千瓦。

从 2012 年至 2022 年十年间并结合未来三年（情景一，2022 年增煤电 4000 万千瓦，2024～2025 年均新增 5000 万千瓦）预测煤电投资规模，“十四五”期间年度平均新增煤电装机为 3952 万千瓦。如果连续两年甚至于连续三年煤电装机规模接近 8000 万左右，十四五期间年度平均新增煤电装机为 5152 千瓦和 5952 万千瓦（详见图 1 情景二和图 2 情景三）。

情景一的年度新增煤电装机看似远不及“十一五”期间的年度平均新增，但是“十四五”及以后的经济增长率已经处于中低速增长，不再是“十一五”期间较高速增长的势头。另外，一旦出现 2015 年经济正常增长但全社会用电量却未同步增长或几近零增长，煤电行业就有可能又处于过热状态（用电量增速与 GDP 增速未必保持一致，详见图 4）。如果按情景三推测，煤电行业显然过度超前。以上仅仅是个经验判断，是否科学合理还得用更精确的电力电量平衡法来验证。

如何科学判断缺电？

目前，电力行业判定是否缺电一般用电力电量平衡法进行测算。煤电机组年利用小时数判断已经不再具有太大参考意义。

时段性的电力平衡可以弥补年度性电量平衡法的不足和缺陷。间歇性、波动性强的新能源靠天吃饭，因不能提供有效容量，而不能参与电力平衡，所以无法保电保供。

在冬夏双峰时，上述问题尤为突出。装机规模高达 7.6 亿的风、光等新能源机组受阻系数为 95% 或 100%，基本上不能参与电力平衡。枯水期水电实际受阻系数约为 60%，近 4 亿千瓦的水电装机，约一半多容量指不上。可再生能源的这个反调峰特性导致顶峰容量不足，造成在负荷高峰期或极端气候条件下全国大范围缺电现象频频发生。需要进一步说明的是，此时缺电不是缺电量而是缺电力容量。

这就是如果不同步建设常规稳定电源，风光等无法提供有效容量的可再生能源机组建的越多，就越缺电的根本原因。

打破这一怪圈的关键是储能技术的全面突破。但据清华大学江亿院士团队的研究结果表明，就 2050 年前而言，跨季节长周期储能仍是个难点，无论是储氢还是储电，技术上可行但都不具备经济性，至少仍需保留 6.5 亿火电装机（这一规模的科学性与合理性仍需进一步探讨）。只有在安全性、经济性上获得了实质性突破，新能源 + 储能（储氢）才能成为保供的主力军，可以有效参与电力平衡，解决因有效容量不足导致的缺电。

如上所述，电力平衡可以科学地推测是否缺电。一般而言，电力系统内有效总装机容量（火电、水电和核电等不同类型机组总容量乘以其各自有效系数的加权汇总之和）的大于全国最高用电负荷 *（1+ 备用率）即可保障电力供应安全（备用率一般取值范围为 12%～15%），精确计算详见电力专家陈愚《盛夏未至，缘何缺电》一文，本文仅做估算。

受外部因素影响近两年气价飙升，气电因气源的稳定性和气价暴涨存在一定制约因素，核电全国总装机容量近 5500 万千瓦，体量太小，暂可忽略不计，虽然去年核准了十台机组，但因五年的建设周期过长，“十四五”时期暂不考虑其参与电力平衡。等式右侧备用率暂不考虑，上述电力平衡公式可以简化为全国煤电总装机容量近似等于全国用电负荷峰值即可保障电力平衡。

煤电装机峰值到底是多少？

2021 年度，全国最大用电负荷为 11.92 亿千瓦，煤电装机约 11.1 亿千瓦，缺口近 8000 万千瓦；2022 年度，全国最大用电负荷为 12.9 亿千瓦，煤电装机总容量为 11.2 亿千瓦，缺口约 1.7 亿千瓦。据中电联相关预测，2023 年度全国夏季最高用电负荷将达到 13.7 亿千瓦左右。

据中电联的相关预测，2023 年全国新增发电装机容量将有望达到 2.5 亿千瓦，总发电装机容量为 28.1 亿千瓦。其中，非化石能源装机将达到 14.8 亿千瓦。以此进行推算，扣除 2022 年底 1.1 亿千瓦气电、生物质等其他火电机组近 1 亿千瓦和 5553 万千瓦核电，全国煤电机组将达到 11.6 万千瓦。按此推算，似乎电力缺口在逐年增加，这也是为什么各省在经历了严格的煤电管控之后，又大开建设闸门。详见图 2。

“十四五”期间，若按年用电负荷增长 5% 测算，2023 年度全国煤电机组与全国用电负荷尚有近 1.5 亿千瓦的缺口。按目前全国核准的近 1 亿千瓦的煤电机组，似乎不能推出煤电过剩的结论。若“十五五”期间按 3%～6% 的用电负荷增速（低情景模式取 3%，高情景模式取 5%），以 5% 进行测算，则 2023 年全国全社会用电负荷将达到 15 亿千瓦。这显然目前远超全部核准并且建成的煤电机组容量。

由此一来，煤电机组得扩大规模到 15 亿千瓦才能满足冬夏双峰时期的电力负荷缺口。如果继续推导至 2030 年，煤电机组规模得达到 19 亿千瓦（详见表 2）。这显然有悖常识。

上述估算模型可能存在一定缺陷，适用于特定时期和特定背景。在 2025 年之后，按这个公式估算误差过大，缺陷之处或者在于忽略了抽水蓄能电站、气电、核电等其他调峰电源的建设规划（虽然抽蓄机组在电力平衡时应该考虑，但在实际抽蓄只能最长顶峰 10 小时左右，如果遇到长期干旱，抽蓄也只能望洋兴叹）或者在于高估了用电负荷的增长。

只有科学预测电力达峰期并且解决了长周期储能的经济性，才能解决这一悖论。根据舒印彪院士团队的相关研究报告《我国电力碳达峰、碳中和路径研究》，到 2040 年，中国电力需求增长才会趋于饱和。据此计算，中国电力达峰期仍有 17 年左右的时间。

据国网能源研究院的《中国电源发展分析报告》（2020）和舒印彪院士团队的相关研究报告，中国煤电装机的峰值应该在“十四五”时期，其峰值为 12.5 亿～13 亿千瓦装机。这一煤电峰值数据基本得到了业内人士的普遍认同。根据目前的煤电装机核准速度，似乎煤电峰值将在 2025 年提前到来。

当然，这个峰值不是绝对的红线。部分研究认为，煤电的峰值为 14 亿，但该研究的边界条件较宽泛，如电力负荷总备用率取值为 20%，高于国能发电力〔2020〕12 号电力系统备用率的取值范围 12%～15%（仅海南省为 20%），负荷预测也较高（如 2025 年为 16.43 亿千瓦）。当然，业内应该有不同的声音，边界参数取值的合理性仍需进一步研判。

峰值负荷与顶峰机组

下面继续采用更为精确的估算方法对全国的电力平衡进行分析（各类电源的有效系数详见表 3）。2023～2025 年期间，若全社会用电负荷按 5% 增长和煤电机组按 2023～2025 年连续三年投产 8000 万计算，则至 2025 年全国总有效电力装机容量仍有较大缺口（详见表 4）；若按用电负荷按 3% 增长，全国电力基本平衡（详见表 5），略有不足；若用电负荷不及 3%，全国煤电装机面临过剩风险。

值得说明的是，电力平衡分析法虽然较为精确，但用于全国却误差较大。因为各省的电力负荷与有效装机的情况各有不同，其不同类型电源出力难以在全国负荷高峰日、周等同一时间内精确估算。因此，用上述方法以各省为单位进行电力平衡分析，更为科学。

需要补充说明的是，上述电力平衡中煤电机组和水电机组的受阻率参考相关研究报告分别按 10%、60% 取值，取值偏保守，亦可分别按 0% 和 40% 取值。此外，在系统总备用率中已经考虑了煤电机组的检修、备用和事故等相关工况。

一般来说用电负荷高峰涨，有效装机容量必须随之同步增长，否则必定缺电。然而，细究起来，一方面通过需求侧管理可以降低部分有效负荷（最大约 10%），另一方面还需要研究用电负荷高峰持续期有多长，需要认真研判建设多大规模的顶峰机组更经济更合理。

据相关研究显示，需求侧管理最多可以降低 10% 的峰值。据了解，“十三五”末，用电负荷呈现尖峰化，部分电网 95% 以上最大负荷持续时间低于 60 小时。

用电峰值负荷持续时间较长，从几周甚至一个月，多建些顶峰煤电机组十分必要。如果峰值负荷持续时间最多一周，那么多建的煤电顶峰机组除了冬夏双峰之外，长时间处于备用状态，资产利用率不足，其经济性较差。

此时，在经济实力强的浙江、江苏、广东等省和气源充足的四川省，适量建设一些燃气机组用于顶峰、调峰，也是一个科学的备选方案。

经济增长与用电量

近年来，经济保持平稳增长，除去受疫情严重影响的 2022 年外。此外，近期全社会用电负荷一般略高于全社会用电量增速。本文采用全社会用电增速近似替代全社会用电负荷增速。

无论是电力需求弹性系数法、重点行业用电比例法、还是部门用电量回归分析法，这些预测用电量的方法都存在一定的缺陷。本文无意用上述各类模型进行定量预测，仅进行定性分析。

目前的负荷保持快速增长预测的基础是一、二产业用电量增速平稳，三产和居民用电负荷为大幅增加。但如占比最大的二产用电量减弱导致全社会用电量（用电负荷）增速远不及预期或剧烈下降，煤电产业恐怕又将陷入产能过剩的窘境。

复杂多变的国际形势和衰退的世界经济将对三驾马车中的出口造成了较大负面影响。此外，受三年疫情的影响，国内消费能力减弱、消费信心受挫、消费意愿不足，亟待恢复。房地产投资尚未企稳，基础建设投资边际效应递减风险逐步加大。

目前，中国经济还没有完成从投资驱动增长方式、转变为以内需拉动的增长方式。在一系列复杂多变的内外环节中，多出口依赖程度较大的经济大省（同时也是用电大省）可能存在用电增长不及预期的风险。

电力局部短缺与过剩风险并存

2022 年，川渝地区遭遇 1961 年来前所未有持续高温和干旱。作为全国第一的水电大省和西电东送的主力省份，四川省面临着确保中国经济的核心区域华东地区的安全用电。2023 年初，水电大省云南省也是因为干旱，面临着和四川省同样尴尬的处境，也影响着受端省份广东省的安全用电。

四川等水电大省在极端天气情况下或者枯水期缺电既有水电装机一股独大的问题，也有强直弱交的网架结构和外送比例过高、省内留存不足等问题。

云南和四川省的火电装机不足，利用小时偏低，长期处于亏损状态。四川省为了保障火电机组在枯水期的正常出力，出台了水火补贴，但该补贴长年拖欠，导致省内火电机组长期亏损。云南省在 2022 年底推出了针对火电机组的容量电价，但其额度有限尚未帮助火电企业脱困。

四川作为外送华东的主力省份，云南作为外送广东的主力省份。如果自身缺电，外送电的积极性将大打折扣。

在西南水电大省，一方面要及时出台保障煤电企业正常生存的容量电价政策；同时，适度扩大火电机组的容量以顶峰调峰。而在江浙安徽和广东等省，建设燃煤火电机组一定要适度，不能过度超前。

根据《大气污染防范行动计划》、《执行大气污染物特别排放限值重点控制区范围》等相关条例，京津冀鲁、长三角和珠三角等地是大气污染重点控制区域，环境保护部门一直严格限制上述地区煤炭消费量的增长，如果新建煤电机组，必须要上大压小并且等容量替代。

此外，一般而言，业内公认输电比输煤更为经济，与其在缺煤严重的负荷中心区投资建设煤电机组导致远距离输煤保供，不如在靠近煤炭主产区投资建设煤电机组利用特高压线路输电更为经济性。

本轮煤电投资扩张的冲动则主要由地方能源集团和煤炭集团主导。地方政府效率大幅提升，煤电审批效率提高，建设进程加快。过急过快的审批导致机组建设周期缩短，将可能导致局部省份煤电机组再次面临过剩的风险。

近年，为了保障安全用电，河北、山东等省分别核准上马了多个煤电机组。在大气污染严控区内投资建设大批煤电机组，上述两个基本原则全部被打破。此外，在河北、山东等传统电力受端省份建设了较多的燃煤火电机组之时，传统送端省份内蒙古也在同时大规模建设煤电机组。

受电、送电两端同时投资大批煤电机组，如超出两地用电负荷增量的实际需求，其中一方或双方将难免面临过剩的局面。另外，全国范围内投资大量的煤电机组，还将导致碳达峰的年限可能会被推迟，进一步增大了碳中和的难度。

为了保障新能源的送出和消纳

煤电机组陷入了不得不

配套同步建设的螺旋式上升

随着新能源的高速跨越式发展，对电力系统的调节能力提出了更高的要求。为了保障新能源的快速发展形势，煤电又成为助力和保驾护航新能源的主力军。

据舒印彪院士团队相关研究成果表明，新能源电量渗透率超过 15% 以后，电力系统成本到达快速增长的临界点，未来新能源度电成本下降难以对冲消纳新能源所付出的系统成本上升。2025 年、2030 年系统成本将分别为 2020 年的 2.3 倍、3 倍；上述因素将推动供电成本波动上升。

为了保障电力系统的安全稳定运行，电网要求新能源企业强制配备储能或者购买共享储能。

但是问题在于，即便是新能源发电配备了储能，既不能保障足够的送出和消纳，也让新能源失去了经济性。

据美国国家可再生能源实验室（NREL）研究表明，到 2050 年时，持续放电时间约为 10 小时的储能系统将最具商业价值。这也意味着即使到了 2050 年，超过 10 小时的储能系统依然昂贵，并不具备商业推广价值。

强制配备储能政策对新能源企业极为不利，在当前边界条件下，如果配备 4 小时 20% 的储能规模，该项目基本没有赢利空间。

那么问题来了，谁该为消纳新能源所带来的高成本埋单。按照“谁受益，谁承担”的原则，仿佛应该由用户埋单。这样一来，当初的双碳目标必然导致电价大涨。

在当前新能源大基地建设中，另一个解决新能源消纳和送出问题的方法是实现煤电与新能源联营，即在新能源大基地建设中必须实施煤电与新能源的联营，否则无法保障受端安全可靠用电。

在经济发达地区储能（储氢）尚未肩负起保障电力供应的重任之前，只有继续投资建设煤电等常规稳定电源才能为平抑风电和光伏发电的波动性。

这无疑加剧了煤电可能存在的局部地区过热风险。而且相当一部分煤电企业还没有走出亏损的境地（尤其是新能源大基地建设的西北地区）。在电力市场化改革完善之前，这一轮由保障新能源投资而起的煤电投资热潮，可能会间接引发未来煤电局部过剩和更严峻的亏损问题。

相关政策建议

首先，各省在进行电力平衡研判时，要充分考虑外来电的稳定性并进行差异化分析。对于水电输入和输出的输受两端省份，可以适当提高区域内的火电机组备用率以备不虞，减轻极端自然天气情况下的不利影响。

但对于外来电以火电为主的省份，如山东、河北等省，备用率无需过高并且煤电机组总量不宜超过本地区用电负荷增量，否则输入端和接受端中必有一侧投资过剩。在西北各省，在发展新能源大基地的同时，一定要理性分析接受端用电负荷增长情况，近期和未来外来电消纳情况，避免高速发展后不得不配备建设煤电机组，造成超前过度投资。

其次，在新建煤电机组的同时，一定要选择在适合加装 CCS 的厂址上进行投资建设。避免为了实现碳中和，机组不得不在正常寿命期内关停，造成不必要的经济损失。此外，在前期设计时，要考虑三改联动等相关要求，不要刚投产就改造。

第三，分区域合理控制煤电建设时序。地方各省应根据近年的本地区用电负荷增长情况，精确预测和科学规划，合理控制煤电投资规模和建设时序，不宜过度超前。

同时，有序推进可以弥补煤电机组发电固定成本的容量电价，及时推进电力现货市场和辅助服务市场。现阶段煤电机组仅靠被严格限价的电量电价已经不能正常盈利，问题在四川、云南等水电大省尤为突出严重。该类地区煤电机组连年亏损，部分机组已经面临资不低债，甚至破产清算的窘境，例如原国电宣威电厂破产清算前资产负债率为 225%。

为此，2022 年 12 月，云南省发改委发布了《云南省燃煤发电市场化改革实施方案（试行）》（以下简称方案）。方案提出建立燃煤发电调节容量市场。一方面，云南煤电调节容量市场由未自建新型储能或未购买共享储能达到装机规模 10% 的风电和光伏支付，未体现“谁受益，谁负担”的原则，其资金来源的持久性有待验证；另一方面，目前所制定的容量价格是否合理，能基本覆盖煤电机组发电固定成本尚需市场的进一步检验。但云南已经为敢为天下先，为全国其他省份做了有益的尝试。其经验值得进一步总结并推广。

一方面，电力保供需要增加煤电机组规模；另一方面，投资建设新的煤电机组又将陷入亏损。这个问题不得到彻底解决，投资主体在水电大省建设煤电机组的积极性将大打折扣。

最后，对电力央企的考核指标，不宜绝对统一。不同的企业先天的基因和承担的责任不同。如清洁化率指标，对于行业清洁化率最大并且进行了专业化整合的国家电投，本指标显然比较适用。而对于部分历史火电装机容量较高的电力央企，标准不宜过高、过严。

电力央企既是能源保供的压舱石，又是电力保供的主力军。因历史原因造成煤电机组偏多，清洁化率偏低等问题，需要分情况讨论。不能“既要统一的清洁化率，又要绝对的电力供给。”

综上，前述各类原因导致了本轮煤电投资的热潮，存在局部省份煤电产业过剩的隐忧。然而，只有在退潮之后，才能看到究竟是谁在裸泳。作为一名行业的老兵，衷心希望这一天永不到来。

（图片来源：veer 图库）

来源 / 能源新媒