我国煤电发展关键问题探讨与思考

2018年底的中央经济工作会议指出，我国经济运行主要矛盾仍然是供给侧结构性的，必须坚持以供给侧结构性改革为主线不动摇，更多采取改革的办法，更多运用市场化、法治化手段，在“巩固、增强、提升、畅通”八个字上下功夫。近年来，电力领域供给侧结构性改革取得了突出成绩，尤其是煤电产能得到有效控制，年度新增装机由2015年的5400万千瓦大幅降低至2018年的2900万千瓦，达到2003年以来的最低水平，火电机组平均利用小时数由2015年的4165小时回升至4361小时。同时，煤电对促进新能源消纳的支撑作用进一步显现，2018年我国弃风率7.2%，同比下降4.9个百分点，弃光率3.0%，同比下降2.8个百分点。当前，我国煤电装机已突破10亿千瓦，作为电力领域的“主力军”，如何引领电力行业高质量发展，逐步形成对现代能源经济体系的有效支撑，是煤电行业发展亟需探讨和思考的关键问题。

一、煤炭产能控制不会放松，但电煤比例保持增长，煤电建设仍有一定空间

从能源消费结构看，2013年我国煤炭消费总量达到近年来阶段性峰值42.4亿吨，此后受经济增速换挡、能源清洁低碳转型要求、生态环境制约等因素的影响，2016年煤炭消费总量下降到38.5亿吨。近两年，稳投资的政策要求提升了钢铁、建材等行业煤炭需求，2018年煤炭消费达到39.3亿吨。根据《能源发展“十三五”规划》（以下简称《规划》），2020年煤炭消费总量占一次能源比重需降至58%。2018年底，我国煤炭消费比重首次低于60%，降至59%。同时，年底中央经济工作会议提出的“八字方针”将巩固“三去、一降、一补”成果放在首位，煤炭产能控制不会放松，预计我国煤炭消费总量有望在2020年前后达到峰值区间。

在煤炭消费结构方面，《规划》要求到2020年，将电煤比例提升到55%。近年来电煤消费比重受电力需求波动影响特征明显：2015年在电力需求“断崖式”下跌的情况下，电煤消费比重由2013年的47.6%降低至46.3%；但2016年后电力需求增速超预期，电煤比例稳步回升，2018年已提高至52.9%。从全球范围看，2018年电煤消费比重平均水平是78%，美国和欧盟更是分别达到93%和82%。此外，目前我国直燃煤和散烧煤比例合计高达20%，远高于欧盟、美国5%以内的水平，造成极大的环境污染和资源浪费。随着电力市场的逐步成熟和新能源发电边际成本优势逐渐凸显，新增用电需求将主要由新能源发电满足，电煤消费增速趋缓，但电煤消费比重仍将持续提升，煤电仍有一定的发展空间。

二、煤电发展有必要树立“峰值意识”和“底线思维”

我国工业化快速发展阶段，电力需求高增速、风光等替代发电能源技术经济性不足等都决定了以粗放的电力供应满足刚性的电力需求是最突出的阶段性特征，也是煤电建设的高峰期。随着我国经济增速换挡，电力整体供需形势已由偏紧张转向偏宽松，电力供应“总体供应过剩”和“局部短时缺口”的现象并存。在电力规划工作中，业界“高看高、低看低”的现象是重要原因之一，尤其是2015年以来电力需求增速短期大幅波动，以及电力基础设施的长周期、强路径依赖特性矛盾逐步凸显。一方面是煤电机组平均利用小时数不高，另一方面是2018年山东、河北南部电网、安徽、华中等地区最大电力缺口较2017年呈扩大趋势。

当前，对于煤电发展，笔者建议从两个方面审慎对待。第一，我国煤电发展有必要树立“峰值意识”，需科学研判、冷静对待电力需求增速的大幅波动，避免新一轮的煤电产能过剩。若按照“十四五”“十五五”期间年均电力需求增速分别为3.7%和2.3%左右考虑，我国煤电规模达到11.5亿～12亿千瓦即可满足电力供应需求。面对近年来电力需求的高增速，业界对中长期电力需求增长预期有所提高，若“十四五”“十五五”期间年均电力需求增速按照4.5%和2.9%左右考虑，煤电峰值可能突破13亿千瓦。电力需求随经济形势变动较大，但煤电运行周期数十年，对这种变动周期差异的考虑尤为重要。

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