根據(jù)高需求情景預測，煤電裝機規(guī)模2020年達到峰值9.2億千瓦，隨后進入平臺期，2020-2030年將繼續(xù)保持在9.2億千瓦的規(guī)模。未來幾乎不需要新增煤電了。
4月份煤電調控“急剎車”文件發(fā)布以來，煤電調控形勢撲朔迷離。
短期看，一方面是上半年火電投資完成額同比下降6.4%，5、6月份各省發(fā)改委新核準煤電項目規(guī)模大幅走低；另一面，上半年煤電新增規(guī)模達2150萬千瓦，創(chuàng)“十二五”以來新高。
長期看，跨部門協(xié)同機制正在強化，市場化調控思路愈加清晰，將加快縮減煤電非市場化電量、2017年3月15日后新投運煤電不再安排發(fā)電計劃；另一方面，調控的系統(tǒng)難度巨大：據(jù)有關機構分析，目前煤電在建總規(guī)模高達2億千瓦，另有約1.6億千瓦的項目處于申請核準狀態(tài)，即便“緩核緩建”1.1億千瓦新建項目，“十三五”期間新增2億千瓦甚至更多煤電的趨勢，依然勢不可擋。
那么，“十三五”期間電力需求走勢到底如何？需要多高的煤電規(guī)劃目標？綜合實際在建規(guī)模和可再生能源發(fā)展需求，可行、有效的煤電調控目標又該如何決策？本文嘗試對這三個問題進行初步的分析。
一、 電力需求展望
結構分解模型表明，如果高能耗行業(yè)“去產能、去庫存”政策有效，在高能耗行業(yè)電力需求零增長的情景下，即便是傳統(tǒng)制造業(yè)、新型制造業(yè)、三產和居民用電均保持高增長，“十三五”期間全社會用電量增速也不會超過4.2%。只有“電能替代”取得顯著進展，甚至能拉動高能耗行業(yè)電力需求微增長的情境下，“十三五”電力需求增速才可能接近或高于4.5%。而2020年后，隨著我國人均GDP跨越高收入國家行列，電力需求增長還將進一步放緩。
隨著電力供應結構持續(xù)優(yōu)化，電力消費增長減速換檔、結構不斷調整，電力消費增長主要動力呈現(xiàn)由高耗能向新興產業(yè)、服務業(yè)和居民生活用電轉換，電力供需形勢由偏緊轉為寬松。2015年，全社會用電量同比增長0.5%、增速同比回落3.3個百分點，第二產業(yè)用電量同比下降1.4%、40年來首次負增長，第三產業(yè)和城鄉(xiāng)居民生活用電同比分別增長7.5%和5.0%，增速同比分別提高1.1和2.8個百分點。
考慮到不同行業(yè)其電力增長特性的差異，本文采用情景分析法來討論未來電力需求的發(fā)展空間。由于當前階段高能耗行業(yè)的影響最大，本文將第二產業(yè)劃分為采掘業(yè)、四大高耗能產業(yè)，傳統(tǒng)制造業(yè)和新興制造業(yè)四個部分來討論其用電需求的結構性變化。
情景設定主要考慮：第一產業(yè)的用電量增長相對比較穩(wěn)定，并且對未來電力需求的影響很小。第二產業(yè)中，采掘業(yè)用電量增長相對穩(wěn)定且與四大高耗能行業(yè)有一定同步性；針對黑色、有色、建材、化工四大高載電產業(yè)設定了微增長、零增長和負增長三種趨勢，傳統(tǒng)制造業(yè)和新興制造業(yè)在正常增長的基礎上設定了高速增長情景。第三產業(yè)和居民生活用電量在正常增長的預期下還考慮了高速增長的情況。
通過對不同參數(shù)及其變化趨勢的不同組合，設定了6個情景：情景1、3、5中傳統(tǒng)制造業(yè)、新興制造業(yè)、第三產業(yè)與居民生活用電均設定為正常增長，主要是比較四大高耗能產業(yè)的三個不同增長趨勢的差異；情景2、4、6中傳統(tǒng)制造業(yè)、新興制造業(yè)、第三產業(yè)與居民生活用電均設定為高速增長，同時可以與情景1、3、5進行對比。
電力需求情景分析的輸出結果如圖1所示。從情景分析的結果中可以清楚地看到，情景1是所有情景中增速最小的情景，主要是與其他情景進行對比，情景6是增速最大的情景，主要是來探討電力需求增長可能的上限。從各情景的分析結果來看，2020年我國全社會用電量為6.22-6.99萬億千瓦時，2030年全社會用電量達到7.52-9.41萬億千瓦時。
選取情景4作為基準情景：2020年全社會用電量6.83萬億千瓦時，2030年全社會用電量為9.10萬億千瓦時?；鶞是榫耙砸粋€較樂觀的電力需求增長為基礎，這樣電力規(guī)劃方案具有較高的可靠性，在考慮了各產業(yè)用電量正常增長的同時還預留了一定增長空間。
二、 煤電規(guī)劃目標
“十三五”煤電規(guī)劃目標設定為9.2億千瓦，完全可滿足電量平衡、電力平衡，并有效保障可再生能源并網的靈活性需求。確?！笆濉逼陂g煤電裝機規(guī)模盡快達峰，是“十三五”能源規(guī)劃保障能源生產革命的核心要素。
在電源規(guī)劃方案中，2020年，水電、核電、氣電等大型化、長建設周期的電源項目均以國家已明確的規(guī)劃目標為主，風電、太陽能等可再生能源考慮資源潛力和經濟性改善情況適度加速發(fā)展，煤電則是在考慮了上述電源后的平衡項；2030年，假設水電開發(fā)基本接近我國水電經濟技術可開發(fā)規(guī)模的上限，而核電、氣電、可再生能源要沿著2015-2020年間的發(fā)展軌跡加速發(fā)展，煤電也是在優(yōu)先考慮了上述電源后的平衡項納入規(guī)劃平衡。
考慮煤電由電量型向電力型電源轉型提供靈活性和備用服務的因素，年利用小時應呈穩(wěn)步降低趨勢，但過低的利用小時數(shù)則需要完全不同的盈利模式來支撐。本文取2020年煤電利用小時數(shù)4500小時，2030年煤電利用小時4300小時，據(jù)此規(guī)劃出來高需求情景下的煤電裝機規(guī)模是2020年達到峰值9.2億千瓦，隨后進入平臺期，2020-2030年將繼續(xù)保持在9.2億千瓦的規(guī)模。
接下來，從滿足電量平衡、保障最大負荷和滿足可再生能源并網的靈活性需求三個角度來論證2020年9.2億千瓦煤電規(guī)劃目標的合理性與可行性。
?。ㄒ唬碾娏科胶饪疵弘娨?guī)劃目標
從需求側來看，“十三五”期間最低情景對應的年均全社會用電量增速是2.29%，2020年全社會用電量6.2萬億千瓦時；基準情景中年均增速為4.25%，全社會用電量6.8萬億千瓦時；最高情景中年均增速為4.73%，全社會用電量達7.0萬億千瓦時。以基準情景的電力需求為電量平衡依據(jù)進行電源規(guī)劃，2020年煤電規(guī)劃目標9.2億千瓦，而此時對應的平均利用小時數(shù)僅為4500小時。即使出現(xiàn)用電需求超預期，全社會用電增速由4.25%提高到4.73%，煤電也能輕易地把年利用小時提高200-300小時，以填補2000-3000億千瓦時的電量缺口。
（二）從資源裕度角度看煤電規(guī)劃目標
從資源裕度角度分析，會進一步揭示當前電源裝機過剩的實際狀態(tài)。近期睿博能源智庫從這一角度開展了研究。本文假設了3個情景來討論我國最大負荷的變化以及備用率的差異（表4），分別為最大負荷低速增長情景（S1），推薦情景S2和高速增長S3。各類電源滿足最大負荷的等效可用系數(shù)參照睿博能源智庫中報告的假設，由此可以分別核算出2014年、2020年與2030年的等效可用容量。
從2014年來看，全國最大負荷約為8.4億千瓦，現(xiàn)役機組的等效可用容量約10.9億千瓦，其中煤電裝機8.3億千瓦，可估算出2014年的系統(tǒng)備用率約為30.9%。根據(jù)電源規(guī)劃的結果以及等效可用系數(shù)的假設，核算出2020年和2030年我國發(fā)電側等效可用容量分別為13.8億千瓦和18.9億千瓦。
S1情景（年均增速2%）下，備用率逐步攀升，由2014年的30.9%到2020年的46.6%，2030年備用率已經超過65%，說明在較低的負荷增長情況下，電源過剩問題將日趨嚴峻。
S2情景（年均增速3.5%）下，最大負荷較S1情景有了更快的增長，2020年最大負荷約10.3億千瓦，2030年達到14.5億千瓦。從系統(tǒng)備用率來看，2014-2030年備用率處于一個相對穩(wěn)定的狀態(tài)，但是依然維持在30%的較高水平。在規(guī)劃方案中，2020年我國煤電規(guī)劃裝機9.2億千瓦，倘若煤電裝機容量保持2014年8.3億千瓦的水平不變，此時對應的系統(tǒng)備用率約為25.6%，從滿足最大負荷的角度，2014年的煤電裝機容量已經能夠滿足2020年的最大負荷要求。
S3情景是3個情景中最大負荷增速最快的情景，2020年最大負荷約為11.2億千瓦，2030年最大負荷達到15.8億千瓦。該情景下，2014-2030年，系統(tǒng)備用率呈現(xiàn)出逐步下降的趨勢，備用率由2014年的30.9%下降至2020年的23.2%，到2030年，系統(tǒng)備用率仍在20%左右，完全可保障系統(tǒng)可靠性要求。
因此，從保障系統(tǒng)最大負荷的需求來看，把煤電規(guī)劃目標設定為9.2億千瓦，清潔非化石機組按照已明確的規(guī)劃目標建設，到2030年電力系統(tǒng)可靠性是有充分保障的。另一方面，“十三五”期間應加大需求側管理力度，通過各種臨時和永久性措施有效消減尖峰負荷。但從另一角度來說，如果煤電規(guī)模得不到有效規(guī)控，用年運行小時數(shù)應達到4500小時以上的煤電機組來保障年不足100小時的尖峰負荷，無論是從機組經濟性還是系統(tǒng)效率角度看，都是非常不合算的。
?。ㄈ撵`活性角度看煤電規(guī)劃目標
因可再生能源的隨機性、間隙性和不可精確預測性，其大規(guī)模并網對電力系統(tǒng)運行造成了很大的挑戰(zhàn)。靈活性資源由電源側（如氣電、抽蓄等靈活性電源，改變煤電的運行方式等）、負荷側（如需求響應、熱負荷參與調度、電動汽車等）、電網側（如跨區(qū)資源共享、動態(tài)輸電能力評估與調整、動態(tài)無功控制、動態(tài)潮流控制等）、電力市場和系統(tǒng)運行（如實時電力交易、縮短市場關閘時間、向所有負荷和資源開放電力輔助服務等）等多方面構成，需要考慮不同時間尺度、不同類型的最優(yōu)經濟組合。
按照規(guī)劃，2020年我國風電裝機容量為2.5億千瓦，光伏裝機容量為1.5億千瓦。由于風、光的隨機性、間隙性和不可精確預測性則需要通過其他靈活性資源來應對。圖7中列出了幾項主要的靈活性資源，并進行了量化比較。除了煤電深度調峰外，需求響應（Demand Response，簡稱DR，按最大負荷的3%預計2020年至少可形成3000萬千瓦的資源）、抽水蓄能（4000萬千瓦）、靈活煤電（8000萬千瓦）、跨區(qū)靈活性（3000萬千瓦）、光熱（不低于1000萬千瓦）、電網儲能（不低于1000萬千瓦）等資源能夠提供約2.5億千瓦的靈活性。
這表明，除了個別省區(qū)（如甘肅）因供應嚴重過剩、電源結構嚴重不合理、電網送出通道受阻等原因短期內無法根本解決“三棄”問題，總體看我們提出的規(guī)劃方案基本可保障全國整體可再生能源發(fā)展的靈活性需求。倘若出現(xiàn)極端情況，電網靈活性缺口尚可通過常規(guī)煤電機組運行靈活性改善來應對。
當前我國常規(guī)煤電機組最小運行方式核定普遍過高（一般在60%左右）。有關研究和實踐已表明，將30-60萬千瓦機組的最小運行方式核低15%-20%，不需要額外的機組技術改造，僅通過運行方式調整和少量增加運行成本即可實現(xiàn)。因此，煤電為可再生能源發(fā)展讓路和鋪路，技術不是核心問題，協(xié)調利益機制是關鍵。
三、 “十三五”煤電調控目標與路線圖
根據(jù)中電聯(lián)的最新數(shù)據(jù)，截至2016年6月底，規(guī)模以上煤電裝機規(guī)模已達到9.2億千瓦。換句話說，按照我們的測算，我們煤電的裝機峰值目標已然達到。
基于前述論證，對2019年底預計達到的10.8億煤電機組，我們建議煤電調控思路如下：
“核準未建機組全部停建”：確保2016年新核準未建項目全部撤消，確保2016年后不再新核準任何純凝煤電項目，確保2019年及以后不再新投產煤電機組；
“淘汰3000萬低效瀕臨退役機組”：所在省區(qū)未來無可再生能源的靈活性保障需求，20萬千瓦及以下能效不達標、瀕臨退役純凝機組應到期關停；
“封存4000萬20年以上的低效機組”：所在省區(qū)未來有保障可再生能源的靈活性需求，10-20萬服役期超過20年的低效機組可暫時封存，未來僅作為備用進入輔助服務市場；
“深度調峰改造4000萬”：改造一批30-60萬千瓦主力機組，未來以系統(tǒng)深度調峰為主，作為電力型機組參與電力市場。深度調峰改造，宜選擇服役期超過15年、固定資產折舊基本回收的機組。
煤電調控的長遠方向是加快市場化建設，建立真正市場化的電源投資決策機制。然而，市場不是萬能的，不能簡單地交給市場，試圖靠競爭解決所有問題。 解決投資決策盲目性，首先要加強頂層能力建設，提高國家和跨區(qū)域、跨領域規(guī)劃的科學性和執(zhí)行力度。同時要加快市場監(jiān)管機制建設，包括行業(yè)自律機制、科學預測和優(yōu)化能力、信息共享能力和機制、必要的公開評價機制、各種利益相關方的參與機制等。最后，在市場有效競爭和長效監(jiān)管機制完善之前，行政調控的底線不能放棄、不能放松。
