“十三五”中后期我國煤電發展轉型研究及未來預測

袁家海 張 凱

(華北電力大學，北京市昌平區，102206)

2018年全國火電平均利用小時數為4361 h，由于新舊動能轉換、溫度異常、電能替代等因素短期內拉高電力需求，煤電過剩現象稍有緩解，同時為了保證電力供應，煤電發電量又有所提升。“十三五”后期電力需求增速將回歸正常水平，面對11億kW的煤電裝機，煤電過剩問題依然存在。隨著發電側逐步向清潔、高效、安全的高比例可再生能源系統方向發展，化解產能過剩、優化存量機組價值，成為煤電行業發展的重中之重。

在這樣的背景下，筆者主要分析了電力需求現狀和發電結構趨勢。通過分析新增煤電規模，確定了未來煤電的合理規模，對煤電發展提出建議。在此基礎之上，預測“十三五”后期及2030年電力行業煤炭消費量。最后，針對未來電力行業發展會出現的問題提出若干建議。

2 電力需求現狀

2.1 電力增長與經濟增長關系復雜化

隨著我國經濟步入“新常態”階段，經濟增長由高速增長轉為中高速增長，電力需求也呈現出整體放緩的趨勢，全社會用電增速由2010年的14.8%降到2015年的1.0%。但進入“十三五”以來，用電需求逐步回升，2018年電力需求增速超預期，高達8.5%。2010-2018年全社會用電量及增速情況見如圖1所示，2010-2018年電力消費彈性系數如圖2所示。

圖1 2010-2018年全社會用電量及增速情況

圖2 2010-2018年電力消費彈性系數

由圖2可以看出，我國電力消費彈性系數從2010年的1.4逐年下降至1以下，2015年甚至降到遠遠低于發達國家水平的0.14，但在2018年又反彈至1.3。在新舊動能轉換的時期，電力消費與經濟增長關系復雜化，使得如何把握用電增長態勢變得更加困難。

針對2018年我國電力需求增速8.5%的原因進行分析后發現，極端天氣導致溫度異常是第三產業及居民用電量增長的主要外因之一，拉動全社會用電量增長了1.2個百分點；國家電網公司推動電能替代，拉動全社會用電量增長了2.4個百分點；在環保方面，治理大氣污染拉動全社會用電量增長了0.5個百分點；四大高耗能為主的舊動能行業處于補庫存階段，拉動了全社會用電量2.5個百分點；新興制造業、信息服務業等高附加值第三產業增長迅猛，拉動全社會用電量增長了1.9個百分點。

2.2 經濟新動能正在起步，但尚不穩定

進入“十三五”以來，我國積極推進產業結構調整，新舊動能轉化成為保持經濟增長的關鍵。2018年第二產業用電量增速7.2%，拉動全社會用電量增長了5個百分點。其中高技術及裝備制造業用電量7083億kW·h，同比增長9.5%，成為主要拉動力。以交通運輸、電氣、電子設備制造業，通用及專業設備制造業，交通運輸業，電信和其他信息傳輸服務業為代表的新經濟用電勢頭迅猛，第二產業中的新興制造業和第三產業是我國未來經濟發展的主要驅動力，同時占全社會用電量的比重不斷提高，2016-2017年新興行業用電量情況如圖3所示。

互聯網是經濟新動能的典型代表。近年來，隨著“新經濟”行業快速增長，高電耗數據中心及數字貨幣“爆發式”增長大幅推高了全社會用電量。根據中金公司的估算，這些新經濟行業對全社會用電量增速的拉動已占到0.9個百分點左右。隨著中國快速進入信息時代，無論是傳統行業的轉型和“數字化”升級，還是新興互聯網行業的快速發展，都帶來了數據收集、儲存和處理的爆發性需求。根據工信部統計，2017 年中國的服務器數量同比增長了32%，2018 年1-6 月份同比增長了38%，這些高耗電的數據中心在2016 年的用電量約為1200億kW·h，2017 年則接近1600 億kW·h，2018 年全年數據中心用電量預計接近2200 億kW·h，對整體用電量貢獻率約為1.0個百分點。但是，中電聯分行業電力數據僅統計IT行業經營性數據中心的電力消耗，而非IT服務企業的服務器用電量則按照所在經濟部門來統計，因此需求預測時單獨考慮服務器用電會高估電力需求。

圖3 2016-2017年新興行業用電量情況

但是考察2018年行業利潤情況，計算機、通信和其他電子設備制造業利潤同比下降了3.1%，在2018年上半年此行業利潤同比下降了2.3%；通用設備制造業、專用設備制造業、電氣機械和器材制造業在內的部分下游產業增速均出現下滑，鐵路、船舶、航空航天和其他運輸設備制造業利等新興制造業出現負增長的情況；上游煤炭開采和洗選業利潤總額比上年增長了5.2%，石油和天然氣開采業增長4.4倍；中游產業盈利情況分化，黑色金屬冶煉和壓延加工業增長了37.8%，較上半年下降了33.3個百分點，石油、煤炭及其他燃料加工業增長了10.7%，化學原料和化學制品制造業增長了15.9%，非金屬礦物制品業增長了44.9%，但有色金屬冶煉和壓延加工業下降了9%。這反映出近期工業原材料和基本品價格上漲對下游制造業企業造成的負面影響。資金面緊張是限制下游生產活動的重要因素。國家統計局制造業PMI調查結果顯示，5月份反映資金緊張的企業比重為40.1%，多集中在下游制造業。綜合用電和經濟數據可見，第二產業中的高附加值制造業和第三產業中的新興服務業新動能正在培育顯著并發軔，但向上動能依然較弱且具有不穩定性。

2.3 高耗能行業產量仍在高位徘徊，舊動能尚未退出

我國第二產業用電占比在70%左右，而以四大高耗能行業為代表的舊動能占第二產業用電比例達到40%，多年來全社會電力需求增速走勢很大程度上取決于高耗能行業的用電增速。2018年化學原料制品、非金屬礦物制品、黑色金屬冶煉和有色金屬冶煉四大高耗能行業用電量合計19129億kW·h，同比增長6.1%；合計用電量占全社會用電量的比重為30%。2018年1-11月份黑色金屬冶煉行業用電量4941億kW·h，用電量增長最為明顯，同比增長10.3%；其他高耗能行業用電量均有所增長，化工行業用電量4073億kW·h，同比增長2.6%；建材行業用電量3203億kW·h，同比增長5.8%；有色金屬冶煉行業5234億kW·h，同比增長5.1%。這說明，在新動能培育的同時，舊動能仍處于高位徘徊或尚未真正退出，且不同行業間分化明顯。2017年1月-2018年11月四大高耗能用電量及增速情況如圖4所示。

由圖4(a)可以看出，黑色金屬冶煉行業產量與用電量雙上升。2018年全年粗鋼產量為9.28億t，同比增長6.5%，生鐵產量同比增長7.8%。2018年黑色金屬冶煉業2018年前3個季度用電量高速增長，5月用電量同比增長18.6%，鋼產量增速較快是導致用電量急速上升的原因。首先是國產礦石、焦炭等原材料價格的下降，而鋼鐵價格保持高位運行，行業盈利明顯改善；其次是2018年前3個季度房地產投資較為強勁也拉動了鋼鐵產量，2018年第一季度房地產開發投資同比增長了10.4%，2018年前3個季度仍保持在9.9%的增速，創下3年以來新高，且新開工、土地購置面積等都增速加快；再者是供給側改革對鋼鐵行業用電增長也有顯著作用，生鐵與粗鋼產量之間的缺口擴大，主要原因是2017年6月30日清除“地條鋼”之后，市場需求基本平穩的情況下優質產能填補了“地條鋼”取締后的市場空間，廢鋼利用規模大幅增加，進入正規生產流通體系后納入了統計報表；最后，空前嚴格的環保要求和部分生產方面的電能替代使得用電量大增。

圖4 2017年1月-2018年11月四大高耗能用電量及增速情況

由圖4(b)可以看出，2018年前2個季度有色金屬行業用電量和產量低速增長，在6月之后步入高速增長階段。2018全國10種有色金屬產量為5703萬t，同比增長了3.7%，增速同比提升1個百分點。電解鋁產量為3580.2萬t，增長了7.6%，提高了6.6個百分點。

由圖4(c)可以看出，化工行業無論是增加值還是用電量均在低位增長，但是煤化工行業受產業迅速擴張影響，2018年前3個季度用電激增51%。根據在建煤化工項目匯總情況，2020年我國煤制油、煤制氣、煤制烯烴產能將分別達到938萬t、77.65億m3和1200萬t，與2015年相比將增加消費2400萬t標準煤。考慮到還有大量規劃和擬建項目，預計在“十四五”時期，還會有大批煤化工項目投入運行，這將極大抵消全國壓減煤炭的實施效果。另一方面，雖然我國烯烴當量需求仍將持續增長，但煤化工項目也面臨國際國內激烈競爭，未來競爭替代存在很大不確定性。國內來看，隨著七大石化基地和浙江石化、盛虹石化、恒力石化等大型煉化一體化項目加快建設，預計2020年我國PX產能將超過3300萬t，由目前自給率嚴重不足逐步轉向供大于求；國際來看，中東地區乙烷資源豐富，美國頁巖氣革命帶來大量廉價乙烷、丙烷供應，隨著發達國家石化產品需求趨于飽和，我國煤制烯烴將面臨中東、北美低成本產品的激烈競爭。

由圖4(d)可以看出，2018年全國累計水泥產量22.1億t，同比增長了1.23%，2018年1-11月建材行業用電增速為5.8%。水泥用電增長與水泥產量的不匹配主要是由于環保設施用電增加所致；玻璃、陶瓷等其他建材行業也存在環保合規造成用電增加。但是，水泥行業約占非金屬礦物制品行業用電的40%，其用電微增而全行業用電增長較快，主要原因可能是房地產投資加快拉動了磚瓦、混凝土預制件等生產用電增加。

應密切關注地方實際電改措施對高耗能行業的影響。2015年市場化電量規模持續擴大；2016年直購電交易規模約7000億kW·h，占全社會用電量的12%；2017年直購電交易規模約16324億kW·h，占全社會用電量的25.9%；2018年市場化交易電量2.1萬億kW·h，占售電量比重40%。高耗能行業是市場化交易的主體，而市場化交易電價普遍下降0.06～0.08元/(kW·h)，推斷電改紅利降低生產成本也是價格敏感度高的高耗能行業保持穩定甚至產量增加的重要因素。部分地區片面追求能源就地轉化和經濟增長，可能加劇高耗能行業產能過剩，還可能拖累全國節能減排。相關部門應注意監督地方政府嚴格環保和產業準入標準，落實差別性懲罰性電價政策堅決淘汰不符合環保標準、不符合產業政策的落后產能。

因此，高耗能行業雖已進入峰值期，但受基礎設施和房地產投資拉動影響，加上供給側改革出清帶來的效益改善和電改釋放的降本紅利，疊加環保治理、重點區域控煤因素，行業用電還有增長空間。

3 發電結構轉變趨勢

截至2018年底，全國發電裝機容量為19億kW，同比增長了6.5%。其中火電為11.4億kW(煤電10.1億kW、氣電8330萬kW)，占總裝機的60.2%；核電為4466萬kW，占總裝機的2.4%；并網風電為1.8億kW，占總裝機的9.7%；并網太陽能發電為1.7億kW，占總裝機的9.2%；輸電為3.5億kW(含抽水蓄能2999萬kW)，占總裝機的18.5%；可再生能源發電裝機占比為37.4%，同比提升1.7個百分點。

2019年國家發展改革委、國家能源局聯合印發《關于建立健全可再生能源電力消納保障機制的通知》(發改能源〔2019〕807號)，提出加快構建清潔低碳、安全高效的能源體系，促進可再生能源開發利用，制定分省級區域消納可再生能源責任權重，建立可靠機制保障可再生能源消納。根據各類電源裝機情況，預計2020年，可再生能源裝機大規模增長，風電裝機達到2.3億kW，太陽能裝機2.7億kW，水電(含抽蓄)裝機3.8億kW，受成本及資源限制，氣電裝機1億kW，核電5500萬kW，其他電源6500萬kW。隨著“十四五”電力需求的進一步放緩，在新增電量需求中煤電的市場份額將進一步下降；而“十五五”期間很可能會出現新增裝機需求和增量電量需求完全由可再生能源來滿足、可再生開始滲透存量電量的情況。預計2030年，并網風電裝機規模達4.5億kW，并網太陽能裝機規模達6.5億kW，水電(含抽水蓄能)裝機規模達5.2億kW，可再生能源裝機占比提升至52.3%。發電結構由煤電為主轉為以風、光等清潔可再生能源為主，其他電源為輔。中長期內要根據不同地區的電力供需基本面和主要矛盾、煤電機組裝機規模預期、可再生發展與替代潛力、靈活性改造要求與電源結構優化潛力等，通過市場機制、金融政策引導分化機組，使得不同機組找準功能定位，以適應未來高比例可再生能源電力系統的安全運行需要。

4 未來煤電發展分析

4.1 新增煤電情況

截至2018年底，煤電裝機規模為10.1億kW，占比53%，新增燃煤發電機組裝機規模逐年減少，2018年新增燃煤發電機組裝機規模2903萬kW，創歷史新低，新增燃煤發電裝機占總新增發電裝機的比例也逐年減少，2018年新增燃煤發電裝機占總新增發電裝機的23%，新增燃煤發電裝機容量及占比如圖5所示。繼續嚴控煤電增量，預計在2030年可實現新增發電裝機都由新增可再生能源支撐。

4.2 煤電合理規模預測

雖然燃煤機組新增規模逐年降低，但是我國煤電仍是提供電力、電量的主體在未來很長一段時間內不會改變。受環境因素、優先消納可再生能源要求的限制，確定合理煤電裝機規模尤為重要。首先，要優化煤電存量，堅決淘汰不達標煤電產能。改造后符合環保等相關標準的機組可作為戰略備用機組保障電源充裕度和電力系統安全；其次，完善配套市場機制，構建合理的價格機制，健全完善差異化補償機制，引導各類煤電找準定位，充分發揮各類存量煤電機組系統價值，以高質量的煤電發展推動綠色低碳能源轉型；第三，對煤電機組進行靈活性改造，促進可再生能源發展并優化電力系統調節能力。在充分發揮電力系統的調節能力后按照需求有序釋放停建、緩建項目，確定煤電合理裝機規模，2020年煤電裝機控制在11億kW以內；在建、緩建項目有序續建，不核準新開工煤電項目的前提下，2025年煤電裝機總量可控制在11.5億kW。

圖5 新增燃煤發電裝機容量及占比

4.3 煤電靈活性改造

未來實現煤電清潔、低碳、安全、高效持續發展以及提高煤電靈活性是煤電轉型的必由之路。隨著可再生能源的快速發展，我國應配套釋放相應的煤電靈活性調節能力，將各地新能源規模總量與煤電靈活性提升規模掛鉤，將煤電靈活性提升規模納入區域發展規劃，分解落實并實現總量控制。同時需要優化電網調度運行方式，確定合理的調峰深度，提升能源利用效率，推動存量煤電實現由電量型機組向電力型機組的定位轉變。但針對未來調峰市場存在諸多問題，對提升煤電靈活性給出如下建議。

4.3.1科學預測調峰規模需求，確定合理改造規模

由于每個地區實際情況不同，建議落實《清潔能源消納行動計劃》相關要求，根據各地新能源規模總量，確定煤電靈活性提升規模，實現總量控制。各地能源主管部門應準確把握當地電力需求形勢，結合清潔能源發展規劃、電源結構特點，在滿足當地供熱負荷的同時，科學預測本地區的調峰規模總量。把抽水蓄能和電網側作為調峰的優先選項，結合調峰輔助服務市場、需求側管理等措施，確定煤電提升靈活性規模。各地區以年度的形式確定提升煤電靈活性配套改造方案。針對不同燃煤發電廠的情況，制定改造方案，避免出現過度改造和改造之后服務效果差的現象。

4.3.2確定煤電機組定位，提升煤電發電能效

建議結合《節能低碳電力調度辦法》修訂工作，優化電網調度運行方式，100萬kW的先進煤電機組要充分發揮高能效優勢作為基荷電源運行，可以進一步通過提供熱、汽、水等綜合能源服務來提高能源利用效率；30萬kW優先參與調峰，其次60萬kW參與調峰，通過有序安排30～60萬kW機組參與調峰，科學合理地發揮靈活性輔助服務作用，實現存量機組由電量型機組向電力型機組轉變。在保證環保達標排放和機組運行安全的前提下，由于不同類型機組自身調峰深度能力差異性，應針對機組差異性來確定其最低負荷目標，提升煤電發電能效。

4.3.3健全完善差異化補償機制，推進輔助服務市場和電力現貨市場建設

構建不同時間維度，包括能量、容量、輔助服務等不同交易對象的完整市場結構，統籌不同市場之間的銜接機制。構建合理的價格機制，健全完善差異化補償機制，適當向綜合能源效率較高的調峰路線和熱電機組傾斜。同時，當合理解決可再生能源消納問題時，可以靈活使用電熱鍋爐。加快推動非試點地區由補償機制過渡到市場機制，優化現有輔助服務市場機制，實現電力輔助服務補償全覆蓋，補償力度科學化，擴大電力輔助服務提供主體，充分利用系統內各類調峰資源。加快電力現貨市場試點建設，研究現貨市場建立后現有輔助服務市場品種與現貨市場的充分銜接和融合，利用市場機制建設引導煤電靈活性提升，確定調峰的靈活性改造機組的容量價值，引導煤電企業主動進行靈活性提升參與深度調峰。

4.3.4總結建設實施經驗，建立科學合理標準體系，建立數據共享平臺

對靈活性改造后的煤電機組的實際建設和運行情況進行總結，評估改造效果并進行改進。結合我國煤發電機組特點，建立完善相應的技術標準體系。建立煤電靈活性改造機組平臺共享深度調峰數據，通過信息公開和資源共享，使煤電機組靈活性潛力被充分挖掘。

4.4 “十三五”后期及2030年發電用煤預測

隨著新動能正在起步，舊動能將逐步退出，預測2020年電力需求大概率在7.54萬kW·h左右。在滿足電力需求的前提下，根據前文對2020年各類電源裝機規模的預測，假設其他電源裝機的利用率在合理區間，在加強需求響應和可再生能源替代減少煤電發電量、經濟調度提升煤電能效并降低平均供電煤耗等措施共同影響下，預測2020年電力行業煤炭消費量約13.2億t標煤。

我國具有后發優勢，人均用電量高于完成工業化階段國家的平均用電水平。預計2030年我國人均用電量在6600～6800 kW·h/人，人口總數達到峰值14.25億人，2030年全社會用電量在9.4～9.7萬億kW·h。

電源結構方面預計可再生能源裝機大規模發展，在2030年風電裝機為4.5億kW左右，太陽能裝機可達6.5億kW，水電(含抽水蓄能)裝機可達4.2億kW；落后煤電產能淘汰工作持續推進，煤電裝機約為10.5億kW；為了提高調峰能力，氣電裝機適當提升，但受成本和資源的約束，氣電裝機約為2億kW。隨著進一步提升可再生能源消納能力和加強需求側管理，各類電源在合理利用率的情況下，估算2030年電力行業煤炭消費量為11.7億t標煤。

5 結論與政策建議

目前我國正處于新舊動能轉換關鍵時期，把握經濟與電力需求關系愈發困難。這主要是由于以四大高耗能為代表的舊動能高位徘徊，尚未退出，且以新興行業為代表的新動能在新起步階段，還尚未成型，短期內拉高了電力需求。在“十三五”后期電力需求增速回落，2020年電力需求在7.54萬億kW·h左右。新增煤電裝機規模逐年減少，2030年可實現煤電零新增，可再生能源成為發電側的“排頭兵”。

實現煤電清潔、低碳、安全、高效持續發展，提高煤電靈活性是煤電轉型的必由之路。首先，科學預測調峰需求，對煤電進行合理改造。其次，確定煤電定位提高能效。最后，建立健全體制環境，激勵引導煤電企業主動分類定位，讓部分機組積極參與靈活性服務和其他輔助服務。不同電力需求情景下，估算2020年電力行業煤炭消費量約為13.2億t標煤，發電耗煤達峰，2030年電力行業煤炭消費量約為11.7億t標煤。

“十三五”后期電力行業如何發展，認為一是精準把握未來電力需求，應采取多種措施應對用電超預期增長，保障電力安全；二是繼續提高可再生能源消納水平，為滿足靈活性需求，可通過市場機制確定煤電定位，合理推進煤電靈活性改造，可通過市場機制推動新能源平價上網，解除新能源對補貼的依賴；三是提升用戶側的能效水平，加強需求側管理；四是可持續深化電力體制改革，加速推進電力市場化建設，利用市場引導電力行業發展。