一、煤电高质量发展的形势与要求
受多重因素影响，“十三五”期间电力需求增速回暖，从2015年的0.96%触底反弹到2018年的8.5%，远超预期。据国家电网公司数据统计，2018年温度异常、电能替代和环保治理分别拉动电力需求增长1.2%、2.4%和0.5%，而经济增长则贡献了剩余的4.4%。可以看出，经济因素始终是影响电力需求的关键，推高2018年电力消费高增速的主要是偶发因素(温度异常)叠加短期政策效应的集中释放(环保、电能替代)，不具有代表性和可持续性。中国的电力需求与经济增长依然关系紧密，尽管全社会用电量增速与GDP增速一升一降，但并不意味着电力与经济脱钩，未来电力消费增速势必要回落，原因在于：一是推高电量消费的政策或者偶发因素多是短期影响因素，从长期来看对拉升电力需求作用不大;二是中国电力消费增速呈现波动性变化，电力消费弹性系数很难超过2004年1.5的峰值，在经济下行压力下，电力消费增速难以再现2018年的高增速;三是从发达国家电力消费增长规律来看，人均GDP达到1万美元、人均用电量达到5000千瓦时的阶段后，人均用电量增长趋势放缓，即使中国电气化率要高于同发展阶段的国家，但是没有理由判定这种非均衡状态会一直持续下去，且在经济下行压力叠加2018年用电需求高基数的前提下，未来电力需求增速势必减缓。从绝对增量来看，五年期内“万亿千瓦时”的增长量级仍将持续下去，预计2035年后，全社会电力需求将进入平台期。
2016年起，煤电产能过剩问题凸显，国家发展改革委、国家能源局下发多份文件调控煤电建设规模，要求“十三五”煤电装机力争控制在11亿千瓦以内。然而，2017年底以来电力需求出现了回暖，2018全年电力需求超预期增长，尤其是温度异常带来的超短期夏季尖峰负荷的出现(2018年夏季山东、江苏、江西、陕西等省区共出现了约1500万千瓦的尖峰负荷缺口)，使得我国电源结构不合理及区域布局不合理矛盾更加凸显。决策层面对煤电的政策导向随之发生微妙变化，政策导向从2016年以来的“严控煤电产能过剩”变为“补齐能源基础设施短板，有效化解电力、煤炭区域性时段性供需矛盾”。2018年底以来，引导煤电高质量发展成为主基调。
煤电高质量发展的首要任务是要保障近期(“十四五”)和中长期(2030～2050年)的电力需求和供应安全，同时也要为能源生产和消费革命/生态文明要求下的中长期电力转型和可再生能源高比例发展留足空间，并在电力市场环境下结合自身竞争优势找准功能定位和盈利点。就满足电力需求与能源生产和消费革命的双重要求而言，要破解气候变化背景下的煤电高质量发展课题，需要客观把握电力需求的近期动态与中长期趋势，并对能源生产和消费革命要求下的电力低碳目标与转型路径进行系统全面判断，这一方面决定了煤电的发展空间上限，另一方面也在可再生能源高比例发展场景下对煤电功能定位提出了新的要求。
二、对“十四五”电力规划的若干思考
1.全社会用电量增速呈现波动性变化，判断2018年为本次电力需求增速的峰值，在2018年全社会用电量大基数的前提下，未来电力需求增速将有所下降。电力供应能力充足，各类电源利用率有所提高;全社会用电量增速呈现周期性变化，人均用电量上涨空间较大。电能替代和电气化率提高短期内会拉高用电需求，但不过是把未来终端消费要转为用电的部分能源需求提前释放或实现了，因此从长期来看对拉升电力需求作用不大。综合考虑能效技术进步和电气化水平提高因素及对比主要国家电力消费增长规律，我国电力经济发展轨迹与韩国相似，“十四五”期间电力需求年均增速在3%～4%之间，2025年全社会用电量8.5～8.8万亿千瓦时、人均用电量6000～6200千瓦时/人;2020～2035年电力需求年均增速为2.4%～2.8%。我国行业发展进入“主动去库存”阶段的概率较大，工业企业将大幅减少生产规模，导致工业电力需求增速下滑风险增大。未来我国实现新旧动能转换，新兴制造行业、三产和居民在全社会用电量中将占据主要地位，电力需求尚有增长空间，预计“十四五”期间黑色、有色和非金属矿物制品业年均用电增速为1%、1.5%和2%。
2.“十四五”期间，陆上风电、光伏电站将全面实现平价上网，分布式光伏和分散式风电也可在除居民的所有场景下实现售电侧平价;海上风电也有望在近中期实现平价上网。可再生能源大范围增量替代效应和区域性存量替代效应增强，预计可再生能源可提供的新增电量相当于2.7亿千瓦煤电机组的发电量(2025年较2018年)，可以节约3.9亿吨标准煤。
3.基于不同的发展目标，模拟了三种发展路径：常规发展情景(BAU)下“十四五”期间煤电仍然作为主力电源保障电力供应，且新疆、甘肃、宁夏、陕西等地将继续新建一批煤电项目，2025年非化石能源发电量占比达到40%;新政策发展情景(NPS)依托“电改9号文”和“能源生产和消费革命战略”设计，该情景下“十四五”期间将引入现货市场、推动跨省区电力交易，不再新核准建设煤电项目，只续建“十三五”期间停缓建的项目，2025年非化石能源发电量占比达到42%，2030年非化石能源发电量占比达50%，即能源生产革命要求的目标;低碳发展情景(LCS)下，能源相关部门强化了对于履行《巴黎协定》低于2℃气候变化目标的行动，该情景下“十四五”期间进一步压缩煤炭消费，不再建设煤电项目，进一步优化跨省区电力调度，大力强化能源效率，2025年非化石能源发电量占比达44%，2030年非化石能源发电占比有望超过54%。在满足“十四五”期间电力需求、各类型资源可开发潜力、可再生能源发电竞争力、可调动的需求响应规模、系统灵活性及非化石能源发展目标等约束下，采用规划模型测算三种电力发展情景中2025年全国电源装机规模分别为27.18亿千瓦、27.61亿千瓦、27.64亿千瓦，非化石能源发电装机比重分别为50.3%、52.6%和55.1%，发电量比重分别为39.6%、41.7%和43.7%。只有BAU情景中煤电在“十四五”期间仍然对电量的增长有少量的贡献，但其规模过高、年利用小数较低，运行效率非常不经济;NPS和LCS情景相较BAU情景更加清洁、经济及高效，不可调度的电源(主要为太阳能光伏发电和风电)占比分别达到31%和32.4%，这对电力系统而言具有一定的挑战性，但从丹麦、德国、瑞典等可再生能源发电占比较高的国家电力系统运行情况看，其风险总体可控。
4.在2018年全国煤电装机容量(10.08亿千瓦)基础上，梳理预计新增(10435万千瓦)和退役(2758万千瓦)机组情况，预计2020年煤电装机规模10.8亿千瓦，符合“十三五”电力规划的目标要求。假设“十四五”期间继续新增1亿千瓦煤电装机，正常退役3300万千瓦，则2025年煤电装机规模约为11.5亿千瓦。这是不考虑政策干预和需求响应削峰的基准结果，同时也是煤电年利用小时数保持在可接受区间(高于4000小时)的估算结果。在当前输电线路通道能力约束下，考虑需求响应削峰及系统可靠性，全国2025年煤电装机合理规模应保持在10.5～10.8亿千瓦左右，若需求响应削峰规模达不到预期目标(只形成最高用电负荷3%的需求响应规模)，则煤电合理规模应保持在10.7～11.1亿千瓦左右。
表1 区域性电网及全国电网煤电装机合理规模
具体来看，华北电网内“十四五”期间煤电装机合理规模最高，主要原因在于区域内负荷增速较快、外送规模较大(主要是送华东地区)以及蒙东、冀北的大量可再生能源并网后需相当规模的火电机组为其充当备用电源以保障电力安全。其次是西北电网和华东电网。西北电网内合理规模较高的主要原因在于外送规模大(主要送东中部地区)及煤炭资源丰富;华东电网内较高的原因在于“十三五”和“十四五”期间在该区域内投产的光伏和风电规模大，大量间隙性电源接入电网后会对系统的灵活性提出新的要求，大量的小容量火电机组需为其充当备用电源以保障调度安全。华中电网内部各类资源较为均衡，同时也作为电力流主要受端之一，煤电装机需求较低，只是因为近些年区域内负荷增速较快，因此需要一定规模的煤电作为支撑。南方电网和西南电网区域内拥有极其丰富的水电资源，因此可通过水电来替代大量煤电需求。此外，南方电网区域内还有相当规模的核电机组，也可替代一定规模的煤电需求。东北电网内由于负荷增速较慢，同时还有一定规模的可再生能源装机，因此煤电需求最低。
三、煤电定位与转型路径
(一)煤电定位调整的总体思路
“十四五”煤电行业发展内外交困，煤炭价格居高不下、环保投入、碳价带来的成本压力，加之电力市场化改革、规划目标、风光平价、生态环境约束、区域发展政策等加剧了煤电企业经营困境，迫使煤电行业必须做出巨大变革。近年来，电力发展问题集中表现为煤电产能区域性过剩、弃风弃光弃水问题严峻、跨区输电“省间壁垒”僵局、区域性时段性负荷不足、风光超预期发展带来的电力系统安全挑战等，这些问题涉及多个方面，但破题的关键是煤电如何优化发展。因为煤电作为主力电源，同时也是现有技术条件以及我国能源资源禀赋情况下最经济可靠的大型调峰、调频、调压的灵活电源，煤电的功能调整和重新定位是保障可再生能源消纳、推进市场化改革、缓解煤电企业困境的最直接有效的措施。
中长期内，煤电在我国能源体系中依然占据重要地位。虽然煤电清洁高效发展取得了长足的进步，但依然存在短板，灵活性不足、低效机组拖累、落后机组减排效果不达标、自备电厂僵局等。全国不同地区发展基本面存在差异，煤电机组定位调整要切实根据不同地区的电力供需状况和主要矛盾、煤电机组装机规模预期、可再生能源发展与替代潜力、灵活性改造要求与电源结构优化潜力等，结合煤电机组自身特性做出差异化决策，避免“一刀切”。可以说，当前传统化石能源(煤炭)的清洁化利用是我国能源生产革命的主要举措，集中表现为从技术进步层面来推动煤电清洁高效发展;中长期看，还是要靠可再生能源的规模化发展来实现能源生产和消费革命，这就需要煤电做出巨大变革和牺牲，从市场机制、盈利模式、技术理念到机组运行进行全方位的深刻调整，以承担“基荷保供、灵活调峰、辅助备用”的多角色重任。
从全国层面来看，煤电定位调整的大方向是：大容量高参数的先进煤电机组要充分发挥高能效优势作为基荷电源运行，可以进一步通过提供热、汽、水等综合能源服务来提高能源利用效率;通过完善的辅助服务产品设计，保障30万～60万千瓦亚临界机组科学合理地发挥灵活性辅助服务作用，实现存量机组由电量型机组向电力型机组转变;运行年限较长的20万千瓦及以下常规纯凝机组，符合能效、环保标准的将逐步向备用和辅助服务机组转型，不符合能效环保标准的则将逐步退出市场。未来的煤电机组要符合环保能效的硬要求，即不存在高煤耗高污染的落后产能，即便是小机组，只要符合标准且当地有运行需求，也可以通过调整自身功能的市场定位来获取收益。
从区域层面来看，煤电功能定位调整要充分考虑电力供需特征和电力系统特性。将全国划分为东北、西北、华北、华中、华东、西南和华南七个区域，各地区电力发展面临的困境不同：1)“三北”地区火电比重较高，可再生能源发展迅速，但灵活性调峰电源比重不足3%，尤其是冬季供暖期弃风状况严重，以吉林为例，供热机组占火电机组的比重高达74%，冬季保供热和新能源消纳的矛盾非常突出(2017年吉林弃风电量23亿千瓦时，弃风率21%);2)2018年，华北和华东地区的火电装机容量比重均超过了70%，从环境承载力来看，华北和华东的单位面积火电装机容量分别为155.51千瓦/平方千米和496.98千瓦/平方千米，是全国平均水平的1.3倍和4.2倍，使本已脆弱的生态系统承受巨大的环境压力，随着两个地区环保政策的愈发严格，煤电发展空间极大受限;3)华南和西南地区新增的水电和煤电项目均较多，为保障水电多发多用，煤电发电空间被压缩;4)东中部电力受端地区自身装机容量和发电量增长减少了购电需求，网架结构、外送通道和市场机制等因素制约了部分电力输送，导致送端电力供应过剩局面加剧。七大区域的电力特征及差异化煤电定位如表2所示。总体来看，各区域的煤电未来都要提升灵活性，以适应能源转型和高比例可再生能源接入需求;华北和华中地区是未来煤电减量化的重点区域，西北地区应承纳未来一定规模的煤电增量，从而实现煤电布局的“东退西进”;华中和华东地区作为“西电东送”的主要受端、华南作为西南水电的主要受端，当地煤电既要让出一部分发电空间，还要承担部分调峰需求;东北地区则需要深入挖掘热电联产机组的调峰潜力。
(二)煤电转型路径
煤电功能定位调整涉及整体行业体制机制，势必会造成行业“阵痛”，但在内外困境的迫使下，尽早做出调整、避免更大风险的出现是促进煤电高质量发展的必然选择。煤电定位调整的转型路径可以概括为以下四个方面：
有序推进煤电布局调整。“十三五”前期是依靠多份煤电调控政策来强制约束煤电发展规模，2022年的煤电建设预警文件放宽了多个省份的煤电发展约束，但并不意味着煤电的发展环境宽松。如今丧失价格优势、市场竞价规则转变、风光平价上网、宏观政策目标和区域环保要求构成了煤电的硬约束，尤其是在东中部地区，煤电已经失� | 
