從2014年開始，我國用電量進(jìn)入低增速時(shí)期；2015年，全國電力消費(fèi)增速低于1%，創(chuàng)近30年以來新低；2016年，剔除氣候等因素后，增速仍然較低。相應(yīng)地，全國發(fā)電機(jī)組利用小時(shí)數(shù)不斷下降，2016年，全國發(fā)電設(shè)備平均利用小時(shí)為3785小時(shí)，同比降低203小時(shí)，是1964年以來的最低水平，其中煤電機(jī)組為4165小時(shí)，遠(yuǎn)低于5500小時(shí)的煤電機(jī)組規(guī)劃設(shè)計(jì)基準(zhǔn)線。今年前三季度，全國發(fā)電設(shè)備平均利用小時(shí)數(shù)為2811小時(shí)，同比又降低了7小時(shí)，煤電機(jī)組的運(yùn)行狀況更加不容樂觀。
與此同時(shí)，近期煤炭價(jià)格持續(xù)高位運(yùn)行。今年年初，國家發(fā)展改革委確立了煤價(jià)合理區(qū)間，5500大卡動力煤價(jià)格為500～570元/噸，但在已發(fā)布的前38期環(huán)渤海煤價(jià)指數(shù)中，有36期超過了區(qū)間上限，港口5500大卡動力煤現(xiàn)貨價(jià)格長時(shí)間處于600元/噸以上。前三季度，五大發(fā)電集團(tuán)平均到場標(biāo)煤單價(jià)為706元/噸，同比上漲50%，導(dǎo)致電煤采購成本同比提高了900億元左右，全國煤電企業(yè)的煤炭采購成本總和同比提高了近2000億元。由此導(dǎo)致五大發(fā)電集團(tuán)煤電板塊同比減利增虧619億元，企業(yè)虧損面超過60%。
煤電企業(yè)受到負(fù)荷需求端與燃料供給端的雙重夾擊，備受煎熬。于是，有人提出：“既然電力供大于求，部分發(fā)電機(jī)組為何不停機(jī)，少發(fā)甚至不發(fā)電，以減少煤炭消耗，通過市場手段實(shí)現(xiàn)煤、電供求平衡？”
從商品經(jīng)濟(jì)學(xué)的角度來看，這個(gè)邏輯似乎是正確的。畢竟，電力作為一種商品，理應(yīng)服從價(jià)格規(guī)律，滿足供求關(guān)系，當(dāng)供給大于需求時(shí)，商品價(jià)格低于其內(nèi)在價(jià)值，減少電力供應(yīng)，讓供求關(guān)系達(dá)到新的平衡點(diǎn)，既能提高電價(jià)，又可以給持續(xù)高位運(yùn)行的煤炭價(jià)格降溫，不失為一舉兩得之良策。
其實(shí)卻不然。因?yàn)殡娛翘厥馍唐罚鋵?shí)時(shí)、同步和不可大規(guī)模儲存等特性，決定了我們不可能簡單地采取減少或中斷部分電力供應(yīng)的方式實(shí)現(xiàn)煤、電供求的平衡狀態(tài)。
從電網(wǎng)安全角度看，煤電機(jī)組停不停不能由煤電企業(yè)自己說了算。隨著電力工業(yè)的迅速發(fā)展，以大機(jī)組、重負(fù)荷、大電網(wǎng)、特高壓、交直流混聯(lián)為特征的現(xiàn)代電網(wǎng)日趨形成。電力網(wǎng)絡(luò)由成千上萬個(gè)節(jié)點(diǎn)組成，分布在不同的地方，甚至相隔數(shù)千公里的發(fā)電機(jī)組，也通過高負(fù)荷水平的輸電線路相連接。電力不能儲存的特性，要求發(fā)、輸、配、用電同時(shí)完成，發(fā)電功率必須與負(fù)荷功率相匹配，在這個(gè)過程中，電網(wǎng)電壓和頻率的偏移要保持在規(guī)定的范圍之內(nèi)。作為供電中樞點(diǎn)的大容量燃煤機(jī)組或者負(fù)荷中心燃煤機(jī)組一旦停機(jī)，便有可能導(dǎo)致電壓偏移過大，電壓過低會使電力系統(tǒng)的功率損耗和能量損耗加大，電壓過高時(shí)各種電氣設(shè)備就可能受損，影響電網(wǎng)的安全運(yùn)行。如果當(dāng)前處于虧損狀態(tài)的煤電企業(yè)全部或大部分停機(jī)，整個(gè)電網(wǎng)就會面臨崩潰的局面。
