供需失衡下的煤電進與退

　　“十四五”以來，我國電力裝機結構發(fā)生了質的變化，2022年，可再生能源發(fā)電裝機容量首次超過煤電裝機，電源整體占總裝機比重逐步降低。面對電力需求的剛性增長，供應側托底保障能力下降，2020年底，湖南、江西、內蒙古等地啟動有序用電，2021年全國電力供需總體偏緊，近20個省級電網采取了有序用電措施，2022年四川、重慶等省市陸續(xù)實施有序用電。近期，云南省再度實施有序用電，要求當地電解鋁企業(yè)壓減用電負荷。“云南省電解鋁企業(yè)需要壓減40%的負荷，這是云南省繼2022年9月兩輪限電之后的第三輪大規(guī)模限電。”某券商研報指出。

　　刀耕火種，烏金照夜，化石能源是人類賴以生存的物質基礎和能量來源。氣候變化疊加能源危機，在沒有可靠替代品的前提下，以煤電為主的基礎保障性電源隱居二線折射出能源新舊交替的陣痛。保供擔責、減污降碳是共識，但煤電連年虧損、多面承壓是現實，當下，電力供需的緊張周期卷土重來，多輪限電之后，煤電的進與退被人們重新審視。

　　限電反思：煤電不可或缺

　　進入新世紀以來，我國電力裝機保持高速增長，據中電聯統計，截至2022年底，全國全口徑發(fā)電裝機容量25.6億千瓦，蟬聯世界第一電力裝機大國多年。

　　但2020年底，湖南省發(fā)改委一則《關于啟動2020年全省迎峰度冬有序用電的緊急通知》卻如“平地驚雷”般地將缺電的事實帶入公眾視野——我國電力裝機增長了6倍有余且產能過剩，緣何“拉閘限電”再度來襲?

　　2021年，“限電”的寒氣持續(xù)蔓延。這一年，需求側工業(yè)生產恢復、冬季寒潮、夏季持續(xù)高溫天氣等因素帶動負荷快速增長;供給側能耗雙控、煤炭價格上漲、來水偏枯等多重因素制約電力供應能力。供需之間此消彼長，全國大范圍開啟有序用電。

　　“前兩年限電的共性原因在于部分地區(qū)沒有把握好減碳節(jié)奏。間歇性、波動性新能源裝機大增，但是提供保障托底能力的煤電迎來‘關停潮’，盲目唱衰煤電甚至‘妖魔化’煤電的聲音盛行。‘要先立后破，而不能未立先破’。”業(yè)內人士盛某告訴記者。

　　近年來，煤電發(fā)展受限，新增裝機不斷下滑，低碳轉型的加快，使煤電發(fā)展一度陷入“休止”，一些減碳退煤的觀點稱“應在短期內迅速淘汰優(yōu)先退役1.12億千瓦煤電機組”。“十四五”初期，關于“十四五”時期煤電是“再建”還是“再見”的爭論漸漸有了答案。

　　從經濟性、技術成熟度、產能等多方面因素綜合來看，短期內，新型儲能尚不具備大規(guī)模替代煤電、承擔保障系統安全穩(wěn)定運行的重任，煤電依然是我國電力系統的“頂梁柱”。“未來2~3年，我國電力需求仍將維持剛性增長，核電、水電等電源建設周期較長，投產時序已基本明確。受地緣政治影響，氣源、氣價等因素對我國氣電發(fā)展的約束性進一步加大，氣電發(fā)展存在不確定性。隨機性、間歇性的特征決定了風電、光伏無法穩(wěn)定出力。”業(yè)內專家告訴記者。

　　上述專家進一步表示，新能源能量密度低決定了其短期內無法提供與煤電相當的保障容量。“截至2022年6月底，全國新能源發(fā)電裝機容量達到6.9億千瓦，但可靠保障容量僅3000萬千瓦，不足全國煤電可靠保障容量的3%。未來一段時期內煤電仍是保障我國電力可靠供應的壓艙石。”

　　糾偏迫在眉睫。2021年12月，中央經濟工作會議指出，傳統能源逐步退出要建立在新能源安全可靠的替代基礎上。要立足以煤為主的基本國情，抓好煤炭清潔高效利用，增加新能源消納能力，推動煤炭和新能源優(yōu)化組合。

　　然而，隨著用電負荷快速增長，同時受部分地區(qū)煤電建設投產滯后、部分水電大省汛期來水偏枯等因素影響，2022年四川、重慶等地區(qū)電力供需再度陷入緊缺，折射出我國電力行業(yè)更深層次的供需矛盾——“結構性過剩”與“結構性不足”共存，電力行業(yè)供給已跟不上需求變化。

　　路條開閘：煤電疾徐爭辯

　　為了“決不出現拉閘限電”，新建煤機路條獲批力度加大。2022年3月，國家能源局印發(fā)《2022年能源工作指導意見》(國能發(fā)規(guī)劃〔2022〕31號)，指出：2022年新增頂峰發(fā)電能力8000萬千瓦以上。2022年4月，政府再度指出，“未雨綢繆加快建設新的發(fā)電項目。”

　　但“煤電開閘”有喜有憂，再度放開煤電增長，也引發(fā)了眾多爭議。有研究機構指出，2022年前11個月，中國新核準的煤電裝機容量已超過6500萬千瓦，達到2021全年的核準量2136萬千瓦的三倍之多。一時間，煤電“大開閘”、煤電基建潮等聲音再來，討論的焦點集中在三方面：一是新上煤機是否和降碳初衷相悖;二是當前煤電企業(yè)連年虧損“食不果腹”，新上煤機如何保持投資收益，會否淪為沉沒資產;三是煤機新增多少符合實際需求。

　　業(yè)內專家指出：“從發(fā)電量來看，預計未來2~3年我國每年新增用電量4000~5000億千瓦時，若每年新增新能源裝機1億千瓦，新增發(fā)電量約2100億千瓦時，仍有1900~2900億千瓦時的電量需要由煤電、水電、核電、氣電等基礎保障性電源來補充。”

　　另有業(yè)內專家反對上述專家采用新增電量判斷新增煤電機組的觀點，提出應當按照最大負荷的增速考慮煤機增速。在電力系統中，煤電機組與最大負荷保持一定比例才能保證電力供應可靠性，充裕的煤機容量即為可靠性。

　　不論以何為依據來預測和判斷，依仗煤機保證電力可靠性是目前的主要手段。然而，煤機一方面不得不“為愛發(fā)電”，另一方面，傳統煤企又受到國資國企投資收益的考核約束，受中長期前景走低，疊加煤價上漲、調節(jié)成本升高、政策機制不到位等多種因素影響，煤電企業(yè)發(fā)電積極性不足。

　　近年來，飆漲的煤價、環(huán)保的約束導致發(fā)電企業(yè)連續(xù)多年“入不敷出”，面臨“生存難、改造難、發(fā)展難、保供難”局面，陷入“發(fā)一度電、虧一分錢”的窘境。業(yè)內人士向記者透露：“2021年迎峰度夏期間，全國缺煤停機和臨時檢修容量最大超過9000萬千瓦，占煤電總裝機的8.5%。”

　　以大規(guī)模新能源作為基礎保障性電源將顯著提升全社會用電成本，而煤電投資意愿不足已反映出投資者的市場預期。中國能源研究會理事陳宗法告訴記者：“2021年，我國新增煤機2937萬千瓦，同比減少1093萬千瓦;2022年新增煤機只有1467萬千瓦，同比下降了1472萬千瓦。五大發(fā)電集團投產情況也類似。”

　　爭議背后，繞不開一個核心問題——煤電的價格機制。在煤價高位運行、煤電企業(yè)持續(xù)虧損、能源保供壓力大、安全隱患增加、改造任務艱巨、未來發(fā)展堪憂等重重考驗下，存量煤電裝機尚且艱難為生，新增裝機如何保障收益?

　　以四川、云南等水電大省為例，其水電裝機比重超過75%，煤電裝機比重不足15%。汛期來水偏枯時，水電頂不上出力，煤電裝機不足，導致電力供應趨緊。而汛期來水充裕時，水電發(fā)電能力較強，煤電需要保持最小出力甚至停機來騰出空間，這也造成了水電大省煤電利用小時數常年維持在2000~3000小時，當地煤電企業(yè)建設積極性不足，電源結構單一化的格局多年未得到改變。

　　盛某坦言：“前三年限電，煤電利用小時數不增反降，恰好印證了煤電的功能和定位已從‘支撐性調節(jié)性’向‘基礎性調節(jié)性’轉變。當前輔助服務價格機制尚未理順，容量收益屬于缺位狀態(tài)，導致煤電基本上只能獲取電能量收益。這樣的回報機制恰恰鼓勵了煤電為了逐利而多發(fā)電并產生更多碳排放的行為。因此，構建新型能源體系需要建立新的經濟回報機制。”

　　立足未來：重構供需格局

　　在新型電力系統中，“新型”二字是題眼。推動任何新事物的發(fā)展，首先要進行觀念創(chuàng)新。聚焦到新型電力系統下的供需平衡，其含義發(fā)生根本變化：當我們在談供需時，已不是供需雙方電量的匹配，而是有效容量和用電高峰負荷的匹配問題。

　　行業(yè)的新陳代謝仍在繼續(xù)，由于常年入不敷出，煤電成為投資人眼中的“無源之水”。但也有眾多積極信號陸續(xù)釋放，給低迷的煤電行業(yè)注入新的活力，也給能源安全和供需形勢增添了信心。

　　盛某指出：“當前風光大基地的配套電源可獲得50元/千瓦的容量費用，雖然杯水車薪，但其代表了價格部門的改革態(tài)度與觀念轉變——只有鼓勵煤電不發(fā)電也能掙錢，才能鼓勵其愿意多投、愿意少發(fā)、愿意服務。”

　　保證煤電“口糧”也是電力供需形勢穩(wěn)中向好的充分必要條件。業(yè)內人士建議，在受端地區(qū)建立煤炭保障基地，如在中東部和南方等受電地區(qū)，選擇煤炭消費集中區(qū)、靠近煤炭運輸鐵路和港口等地區(qū)，適當布局一批煤炭儲配保障基地，從而更好地解決本地煤電因電煤供應不足、電煤質量差造成的非計劃停機、出力不足等問題，提升電力應急保障能力。

　　要化解電力供需的結構性矛盾，改革煤電價格機制是題中之義。“堅持市場化方向，深化燃煤機組上網電價形成機制改革。研究制定煤電兩部制電價機制，充分客觀反映煤電的電力支撐價值和調節(jié)能力價值。完善輔助服務分擔機制，積極推動煤電機組‘三改聯動’，引導煤電角色轉變。加快出臺政策扶持和金融支持政策，提升煤電企業(yè)融資能力，保障煤電企業(yè)穩(wěn)定經營。”上述專家建議。

　　輔助服務市場主體日漸完整、品種逐漸豐富、與電能量市場緊密耦合，為提升電力可靠性奠定了基礎。為適應新型電力系統主體多元、源網荷儲良性互動的特征，提升電力系統可靠性和電能質量，未來需要逐步將現貨電能量市場與輔助服務市場進行聯合出清，提高市場運行效率，優(yōu)化市場出清結果，調峰市場將被現貨交易替代。“同時，隨著高比例可再生能源接入，電力現貨市場價格水平被進一步拉低，常規(guī)燃煤和燃氣發(fā)電機組的發(fā)電利用空間在一定程度上縮小、收益減少，長期看難以保證發(fā)電容量的充裕性。為保障電力安全供應、實現發(fā)電容量成本回收，要適時推動各類型機組參加的容量市場機制，以市場競爭的方式形成容量價格。”業(yè)內專家說。

　　面對當下的電力供需失衡之困，解決問題的核心之策是處理好政府和市場的關系，讓巿場在資源配置中起決定性作用，靠政策驅動電力供需平衡不是長久之計。“原有規(guī)劃體制的制度性基礎已經被動搖，‘計劃生、市場養(yǎng)’將難以協調新供需形勢。面對新能源裝機快速增長、負荷仍然維持較高速度增長，疊加傳統電源由于運營環(huán)境變化投資意愿不強的形勢，我國電力系統的可靠性在‘十四五’乃至更長一段時期內將面臨嚴峻挑戰(zhàn)。”上述專家說，“增強保供能力，首要的是改變按照電量空間規(guī)劃煤電的傳統規(guī)劃方式，將煤電等有效容量占比高的機組與高峰負荷增漲掛鉤。究其根本，需全面系統推進電力市場化改革，讓有為政府和有效市場為供需匹配保駕護航。”

　　本文刊載于《中國電力企業(yè)管理》2023年02期，作者:趙紫原