文 | 朝克圖
2020年雙碳目標提出之後，涉煤產業被嚴重污名化，煤電行業尤為如此，國內不少省份出現了運動式減碳的勢頭。2021年中至2022年初，全國出現了大範圍的缺電，保供壓力陡增。
為了確保能源安全，國務院及時發布了“確保能源安全，推動能源革命，立足能源稟賦，堅持先立后破、通盤謀划、推進能源低碳轉型”的總方針，明確了煤電機組在當前階段的壓艙石和穩定器的作用。各地方政府再次重新認識到現階段煤電的主體地位不可或缺。
2023年3月，根據Global Energy Monitor的相關數據，2022年國內新核準的煤電裝機高達106GW，是2021年的4倍，相當於每周核准2個煤電項目。另據北大能源研究院《加速推動中國典型五省的煤電轉型和優化發展》報告統計，2022年1～11月，國內新核準的煤電項目已經高達6524萬千瓦，超過2021年核准總量的三倍。有媒體報道，2022年9月，國家發改委召開了煤炭保供會議，提出今明兩年火電將新開工1.65億千瓦。以上信息尚需進一步證實。
目前的火電機組審批核准提速，是否會重演2015年後的煤電行業產能過剩的風險？細究起來仍然存在一定隱憂和風險，值得進一步研究和探討。
過熱與否的經驗判斷
以個人愚見，或許可以將五年平均新增煤電裝機可以作為一個參考指標。“十一五”期間，煤電裝機年均新增6400萬千瓦，“十二五”期間，煤電裝機年均新增4632萬千瓦，而“十三五”期間下降至年均新增3867萬千瓦。
從2012年至2022年十年間並結合未來三年（情景一，2022年增煤電4000萬千瓦，2024～2025年均新增5000萬千瓦）預測煤電投資規模，“十四五”期間年度平均新增煤電裝機為3952萬千瓦。如果連續兩年甚至於連續三年煤電裝機規模接近8000萬左右，十四五期間年度平均新增煤電裝機為5152千瓦和5952萬千瓦（詳見圖1情景二和圖2情景三）。
情景一的年度新增煤電裝機看似遠不及“十一五”期間的年度平均新增，但是“十四五”及以後的經濟增長率已經處於中低速增長，不再是“十一五”期間較高速增長的勢頭。另外，一旦出現2015年經濟正常增長但全社會用電量卻未同步增長或幾近零增長，煤電行業就有可能又處於過熱狀態（用電量增速與GDP增速未必保持一致，詳見圖4）。如果按情景三推測，煤電行業顯然過度超前。以上僅僅是個經驗判斷，是否科學合理還得用更精確的電力電量平衡法來驗證。
圖1 2012-2025年年度新增煤電裝機規模（情景二）
圖2 2012-2025年年度新增煤電裝機規模（情景三）
圖3 2012～2022年GDP增速、全社會用電量增速與電力消費彈性係數
如何科學判斷缺電？
目前，電力行業判定是否缺電一般用電力電量平衡法進行測算。煤電機組年利用小時數判斷已經不再具有太大參考意義。
時段性的電力平衡可以彌補年度性電量平衡法的不足和缺陷。間歇性、波動性強的新能源靠天吃飯，因不能提供有效容量，而不能參与電力平衡，所以無法保電保供。
在冬夏雙峰時，上述問題尤為突出。裝機規模高達7.6億的風、光等新能源機組受阻係數為95%或100%，基本上不能參与電力平衡。枯水期水電實際受阻係數約為60%，近4億千瓦的水電裝機，約一半多容量指不上。可再生能源的這個反調峰特性導致頂峰容量不足，造成在負荷高峰期或極端氣候條件下全國大範圍缺電現象頻頻發生。需要進一步說明的是，此時缺電不是缺電量而是缺電力容量。
這就是如果不同步建設常規穩定電源，風光等無法提供有效容量的可再生能源機組建的越多，就越缺電的根本原因。
打破這一怪圈的關鍵是儲能技術的全面突破。但據清華大學江億院士團隊的研究結果表明，就2050年前而言，跨季節長周期儲能仍是個難點，無論是儲氫還是儲電，技術上可行但都不具備經濟性，至少仍需保留6.5億火電裝機（這一規模的科學性與合理性仍需進一步探討）。只有在安全性、經濟性上獲得了實質性突破，新能源+儲能（儲氫）才能成為保供的主力軍，可以有效參与電力平衡，解決因有效容量不足導致的缺電。
如上所述，電力平衡可以科學地推測是否缺電。一般而言，電力系統內有效總裝機容量（火電、水電和核電等不同類型機組總容量乘以其各自有效係數的加權匯總之和）的大於全國最高用電負荷*（1+備用率）即可保障電力供應安全（備用率一般取值範圍為12%～15%），精確計算詳見電力專家陳愚《盛夏未至，緣何缺電》一文，本文僅做估算。
受外部因素影響近兩年氣價飆升，氣電因氣源的穩定性和氣價暴漲存在一定製約因素，核電全國總裝機容量近5500萬千瓦，體量太小，暫可忽略不計，雖然去年核准了十台機組，但因五年的建設周期過長，“十四五”時期暫不考慮其參与電力平衡。等式右側備用率暫不考慮，上述電力平衡公式可以簡化為全國煤電總裝機容量近似等於全國用電負荷峰值即可保障電力平衡。
煤電裝機峰值到底是多少？
2021年度，全國最大用電負荷為11.92億千瓦，煤電裝機約11.1億千瓦，缺口近8000萬千瓦；2022年度，全國最大用電負荷為12.9億千瓦，煤電裝機總容量為11.2億千瓦，缺口約1.7億千瓦。據中電聯相關預測，2023年度全國夏季最高用電負荷將達到13.7億千瓦左右。
據中電聯的相關預測，2023年全國新增發電裝機容量將有望達到2.5億千瓦，總發電裝機容量為28.1億千瓦。其中，非化石能源裝機將達到14.8億千瓦。以此進行推算，扣除2022年底1.1億千瓦氣電、生物質等其他火電機組近1億千瓦和5553萬千瓦核電，全國煤電機組將達到11.6萬千瓦。按此推算，似乎電力缺口在逐年增加，這也是為什麼各省在經歷了嚴格的煤電管控之後，又大開建設閘門。詳見圖2。
“十四五”期間，若按年用電負荷增長5%測算，2023年度全國煤電機組與全國用電負荷尚有近1.5億千瓦的缺口。按目前全國核準的近1億千瓦的煤電機組，似乎不能推出煤電過剩的結論。若“十五五”期間按3%～6%的用電負荷增速（低情景模式取3%，高情景模式取5%），以5%進行測算，則2023年全國全社會用電負荷將達到15億千瓦。這顯然目前遠超全部核准並且建成的煤電機組容量。
由此一來，煤電機組得擴大規模到15億千瓦才能滿足冬夏雙峰時期的電力負荷缺口。如果繼續推導至2030年，煤電機組規模得達到19億千瓦（詳見表2）。這顯然有悖常識。
上述估算模型可能存在一定缺陷，適用於特定時期和特定背景。在2025年之後，按這個公式估算誤差過大，缺陷之處或者在於忽略了抽水蓄能電站、氣電、核電等其他調峰電源的建設規劃（雖然抽蓄機組在電力平衡時應該考慮，但在實際抽蓄只能最長頂峰10小時左右，如果遇到長期乾旱，抽蓄也只能望洋興嘆）或者在於高估了用電負荷的增長。
只有科學預測電力達峰期並且解決了長周期儲能的經濟性，才能解決這一悖論。根據舒印彪院士團隊的相關研究報告《我國電力碳達峰、碳中和路徑研究》，到2040年，中國電力需求增長才會趨於飽和。據此計算，中國電力達峰期仍有17年左右的時間。
表2 “十五五”末全社會用電負荷與煤電裝機預測
單位：（億千瓦）
備註：2023～2030年全社會用電負荷增長率按5%預測
據國網能源研究院的《中國電源發展分析報告》（2020）和舒印彪院士團隊的相關研究報告，中國煤電裝機的峰值應該在“十四五”時期，其峰值為12.5億～13億千瓦裝機。這一煤電峰值數據基本得到了業內人士的普遍認同。根據目前的煤電裝機核准速度，似乎煤電峰值將在2025年提前到來。
當然，這個峰值不是絕對的紅線。部分研究認為，煤電的峰值為14億，但該研究的邊界條件較寬泛，如電力負荷總備用率取值為20%，高於國能發電力〔2020〕12號電力系統備用率的取值範圍12%～15%（僅海南省為20%），負荷預測也較高（如2025年為16.43億千瓦）。當然，業內應該有不同的聲音，邊界參數取值的合理性仍需進一步研判。
下面繼續採用更為精確的估算方法對全國的電力平衡進行分析（各類電源的有效係數詳見表3）。2023～2025年期間，若全社會用電負荷按5%增長和煤電機組按2023～2025年連續三年投產8000萬計算，則至2025年全國總有效電力裝機容量仍有較大缺口（詳見表4）；若按用電負荷按3%增長，全國電力基本平衡（詳見表5），略有不足；若用電負荷不及3%，全國煤電裝機面臨過剩風險。
值得說明的是，電力平衡分析法雖然較為精確，但用於全國卻誤差較大。因為各省的電力負荷與有效裝機的情況各有不同，其不同類型電源出力難以在全國負荷高峰日、周等同一時間內精確估算。因此，用上述方法以各省為單位進行電力平衡分析，更為科學。
表3 各類電源有效係數
表4 全國最高用電負荷與全國總有效裝機容量差值
（用電負荷增速5%）
單位：億千瓦
備註：
1、全國最高用電負荷取冬夏雙峰兩者之高值
2、系統備用率取15%
3、供熱機組容量按煤電機組總容量的45%進行估算
4、常規水電機組按冬季枯水期實際有效係數40%進行估算
5、2023～2025年間的用電負荷按5%預測
6、2022年前各類電源容量數據來自中電聯各年度統計年報及相關資料，2023年～2025年為預測值
7、第16行為全國最高用電負荷與備用容量之和減去全國總有效電力裝機容量，其值為正，說明缺電。
表5 全國最高用電負荷與全國總有效裝機容量差值
（用電負荷增速3%）
單位：億千瓦
備註：
1、全國最高用電負荷取冬夏雙峰兩者之高值
2、系統備用率取15%
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3、供熱機組容量按煤電機組總容量的45%進行估算
4、常規水電機組按冬季枯水期實際有效係數40%進行估算
5、2023～2025年間的用電負荷按3%預測
6、2022年前各類電源容量數據來自中電聯各年度統計年報及相關資料，2023年～2025年為預測值
7、第16行為全國最高用電負荷與備用容量之和減去全國總有效電力裝機容量，其值為正，說明缺電。
需要補充說明的是，上述電力平衡中煤電機組和水電機組的受阻率參考相關研究報告分別按10%、60%取值，取值偏保守，亦可分別按0%和40%取值。此外，在系統總備用率中已經考慮了煤電機組的檢修、備用和事故等相關工況。
一般來說用電負荷高峰漲，有效裝機容量必須隨之同步增長，否則必定缺電。然而，細究起來，一方面通過需求側管理可以降低部分有效負荷（最大約10%），另一方面還需要研究用電負荷高峰持續期有多長，需要認真研判建設多大規模的頂峰機組更經濟更合理。
據相關研究显示，需求側管理最多可以降低10%的峰值。據了解，“十三五”末，用電負荷呈現尖峰化，部分電網95%以上最大負荷持續時間低於60小時。
用電峰值負荷持續時間較長，從幾周甚至一個月，多建些頂峰煤電機組十分必要。如果峰值負荷持續時間最多一周，那麼多建的煤電頂峰機組除了冬夏雙峰之外，長時間處於備用狀態，資產利用率不足，其經濟性較差。
此時，在經濟實力強的浙江、江蘇、廣東等省和氣源充足的四川省，適量建設一些燃氣機組用於頂峰、調峰，也是一個科學的備選方案。
圖2 “十四五”期間最大負荷缺口預測（高情景）
圖3 “十四五”期間最大負荷缺口預測（低情景）
經濟增長與用電量
近年來，經濟保持平穩增長，除去受疫情嚴重影響的2022年外。此外，近期全社會用電負荷一般略高於全社會用電量增速。本文採用全社會用電增速近似替代全社會用電負荷增速。
無論是電力需求彈性係數法、重點行業用電比例法、還是部門用電量回歸分析法，這些預測用電量的方法都存在一定的缺陷。本文無意用上述各類模型進行定量預測，僅進行定性分析。
目前的負荷保持快速增長預測的基礎是一、二產業用電量增速平穩，三產和居民用電負荷為大幅增加。但如佔比最大的二產用電量減弱導致全社會用電量（用電負荷）增速遠不及預期或劇烈下降，煤電產業恐怕又將陷入產能過剩的窘境。
複雜多變的國際形勢和衰退的世界經濟將對三駕馬車中的出口造成了較大負面影響。此外，受三年疫情的影響，國內消費能力減弱、消費信心受挫、消費意願不足，亟待恢復。房地產投資尚未企穩，基礎建設投資邊際效應遞減風險逐步加大。
目前，中國經濟還沒有完成從投資驅動增長方式、轉變為以內需拉動的增長方式。在一系列複雜多變的內外環節中，多出口依賴程度較大的經濟大省（同時也是用電大省）可能存在用電增長不及預期的風險。
電力局部短缺與過剩風險並存
2022年，川渝地區遭遇1961年來前所未有持續高溫和乾旱。作為全國第一的水電大省和西電東送的主力省份，四川省面臨着確保中國經濟的核心區域華東地區的安全用電。2023年初，水電大省雲南省也是因為乾旱，面臨着和四川省同樣尷尬的處境，也影響着受端省份廣東省的安全用電。
四川等水電大省在極端天氣情況下或者枯水期缺電既有水電裝機一股獨大的問題，也有強直弱交的網架結構和外送比例過高、省內留存不足等問題。
雲南和四川省的火電裝機不足，利用小時偏低，長期處於虧損狀態。四川省為了保障火電機組在枯水期的正常出力，出台了水火補貼，但該補貼長年拖欠，導致省內火電機組長期虧損。雲南省在2022年底推出了針對火電機組的容量電價，但其額度有限尚未幫助火電企業脫困。
四川作為外送華東的主力省份，雲南作為外送廣東的主力省份。如果自身缺電，外送電的积極性將大打折扣。
在西南水電大省，一方面要及時出台保障煤電企業正常生存的容量電價政策；同時，適度擴大火電機組的容量以頂峰調峰。而在江浙安徽和廣東等省，建設燃煤火電機組一定要適度，不能過度超前。
根據《大氣污染防範行動計劃》、《執行大氣污染物特別排放限值重點控制區範圍》等相關條例，京津冀魯、長三角和珠三角等地是大氣污染重點控制區域，環境保護部門一直嚴格限制上述地區煤炭消費量的增長，如果新建煤電機組，必須要上大壓小並且等容量替代。
此外，一般而言，業內公認輸電比輸煤更為經濟，與其在缺煤嚴重的負荷中心區投資建設煤電機組導致遠距離輸煤保供，不如在靠近煤炭主產區投資建設煤電機組利用特高壓線路輸電更為經濟性。
本輪煤電投資擴張的衝動則主要由地方能源集團和煤炭集團主導。地方政府效率大幅提升，煤電審批效率提高，建設進程加快。過急過快的審批導致機組建設周期縮短，將可能導致局部省份煤電機組再次面臨過剩的風險。
近年，為了保障安全用電，河北、山東等省分別核准上馬了多個煤電機組。在大氣污染嚴控區內投資建設大批煤電機組，上述兩個基本原則全部被打破。此外，在河北、山東等傳統電力受端省份建設了較多的燃煤火電機組之時，傳統送端省份內蒙古也在同時大規模建設煤電機組。
受電、送電兩端同時投資大批煤電機組，如超出兩地用電負荷增量的實際需求，其中一方或雙方將難免面臨過剩的局面。另外，全國範圍內投資大量的煤電機組，還將導致碳達峰的年限可能會被推遲，進一步增大了碳中和的難度。
為了保障新能源的送出和消納
煤電機組陷入了不得不
配套同步建設的螺旋式上升
隨着新能源的高速跨越式發展，對電力系統的調節能力提出了更高的要求。為了保障新能源的快速發展形勢，煤電又成為助力和保駕護航新能源的主力軍。
據舒印彪院士團隊相關研究成果表明，新能源電量滲透率超過15%以後，電力系統成本到達快速增長的臨界點，未來新能源度電成本下降難以對沖消納新能源所付出的系統成本上升。2025年、2030年系統成本將分別為2020年的2.3倍、3倍；上述因素將推動供電成本波動上升。
為了保障電力系統的安全穩定運行，電網要求新能源企業強制配備儲能或者購買共享儲能。
但是問題在於，即便是新能源發電配備了儲能，既不能保障足夠的送出和消納，也讓新能源失去了經濟性。
據美國國家可再生能源實驗室（NREL）研究表明，到2050年時，持續放電時間約為10小時的儲能系統將最具商業價值。這也意味着即使到了2050年，超過10小時的儲能系統依然昂貴，並不具備商業推廣價值。
強制配備儲能政策對新能源企業極為不利，在當前邊界條件下，如果配備4小時20%的儲能規模，該項目基本沒有贏利空間。
那麼問題來了，誰該為消納新能源所帶來的高成本埋單。按照“誰受益，誰承擔”的原則，彷彿應該由用戶埋單。這樣一來，當初的雙碳目標必然導致電價大漲。
在當前新能源大基地建設中，另一個解決新能源消納和送出問題的方法是實現煤電與新能源聯營，即在新能源大基地建設中必須實施煤電與新能源的聯營，否則無法保障受端安全可靠用電。
在經濟發達地區儲能（儲氫）尚未肩負起保障電力供應的重任之前，只有繼續投資建設煤電等常規穩定電源才能為平抑風電和光伏發電的波動性。
這無疑加劇了煤電可能存在的局部地區過熱風險。而且相當一部分煤電企業還沒有走出虧損的境地（尤其是新能源大基地建設的西北地區）。在電力市場化改革完善之前，這一輪由保障新能源投資而起的煤電投資熱潮，可能會間接引發未來煤電局部過剩和更嚴峻的虧損問題。
相關政策建議
首先，各省在進行電力平衡研判時，要充分考慮外來電的穩定性並進行差異化分析。對於水電輸入和輸出的輸受兩端省份，可以適當提高區域內的火電機組備用率以備不虞，減輕極端自然天氣情況下的不利影響。
但對於外來電以火電為主的省份，如山東、河北等省，備用率無需過高並且煤電機組總量不宜超過本地區用電負荷增量，否則輸入端和接受端中必有一側投資過剩。在西北各省，在發展新能源大基地的同時，一定要理性分析接受端用電負荷增長情況，近期和未來外來電消納情況，避免高速發展后不得不配備建設煤電機組，造成超前過度投資。
其次，在新建煤電機組的同時，一定要選擇在適合加裝CCS的廠址上進行投資建設。避免為了實現碳中和，機組不得不在正常壽命期內關停，造成不必要的經濟損失。此外，在前期設計時，要考慮三改聯動等相關要求，不要剛投產就改造。
第三，分區域合理控制煤電建設時序。地方各省應根據近年的本地區用電負荷增長情況，精確預測和科學規劃，合理控制煤電投資規模和建設時序，不宜過度超前。
同時，有序推進可以彌補煤電機組發電固定成本的容量電價，及時推進電力現貨市場和輔助服務市場。現階段煤電機組僅靠被嚴格限價的電量電價已經不能正常盈利，問題在四川、雲南等水電大省尤為突出嚴重。該類地區煤電機組連年虧損，部分機組已經面臨資不低債，甚至破產清算的窘境，例如原國電宣威電廠破產清算前資產負債率為225%。
為此，2022年12月，雲南省發改委發布了《雲南省燃煤發電市場化改革實施方案（試行）》（以下簡稱方案）。方案提出建立燃煤發電調節容量市場。一方面，雲南煤電調節容量市場由未自建新型儲能或未購買共享儲能達到裝機規模10%的風電和光伏支付，未體現“誰受益，誰負擔”的原則，其資金來源的持久性有待驗證；另一方面，目前所制定的容量價格是否合理，能基本覆蓋煤電機組發電固定成本尚需市場的進一步檢驗。但云南已經為敢為天下先，為全國其他省份做了有益的嘗試。其經驗值得進一步總結並推廣。
一方面，電力保供需要增加煤電機組規模；另一方面，投資建設新的煤電機組又將陷入虧損。這個問題不得到徹底解決，投資主體在水電大省建設煤電機組的积極性將大打折扣。
最後，對電力央企的考核指標，不宜絕對統一。不同的企業先天的基因和承擔的責任不同。如清潔化率指標，對於行業清潔化率最大並且進行了專業化整合的國家電投，本指標顯然比較適用。而對於部分歷史火電裝機容量較高的電力央企，標準不宜過高、過嚴。
電力央企既是能源保供的壓艙石，又是電力保供的主力軍。因歷史原因造成煤電機組偏多，清潔化率偏低等問題，需要分情況討論。不能“既要統一的清潔化率，又要絕對的電力供給。”
綜上，前述各類原因導致了本輪煤電投資的熱潮，存在局部省份煤電產業過剩的隱憂。然而，只有在退潮之後，才能看到究竟是誰在裸泳。作為一名行業的老兵，衷心希望這一天永不到來。