目前一些煤電項目在搭新基建的“順風車”，確實需要統籌考慮未來消納市場、送出通道、企業盈利，不能一建了之。事實上，截至今年一季度，我國煤電裝機達到10.4億千瓦，已提前完成電力“十三五”規劃目標。

煤電行業近期“重磅”消息頻出：西北煤電重組、貴州全省推進煤電聯營、兩會期間代表委員關注并呼吁煤電健康發展……煤電在我國能源轉型和能源保障中的重要作用不容忽視，但面臨巨大的經營壓力，煤電項目該如何科學規劃、把控節奏？對此，記者近日專訪了北京交通大學中國產業安全研究中心教授葉春。

建設速度明顯放緩

中電聯數據顯示，截至2019年底，全國煤電裝機10.4億千瓦，占發電裝機總量的52.0%；煤電發電量約4.6萬億千瓦時，占總發電量的62.3%。煤電在我國電源結構中的主力地位仍未改變，但煤電項目的發展節奏已經發生了變化。

葉春表示，2015年以來，在電力需求增長放緩、發電裝機區域性過剩形勢下，電力行業控制投資節奏、優化投資結構，煤電投資建設呈逐年下降趨勢。“尤其2016年以來，為防止煤電行業產能過剩風險，國家出臺了促進燃煤發電有序發展等一系列政策措施，煤電投資建設節奏已明顯放緩。”

葉春向記者展示了一組數據：2015-2019年，煤電完成投資合計3884.4億元，年均完成投資776.9億元，各年煤電完成投資呈逐年下降趨勢。其中，2019年煤電完成投資499億元，同比下降22.5%，創2004年以來新低，5年平均下降幅度為17.2%。煤電投資占電源總投資的比重從2015年至2019年累計下降11.1個百分點。“從這組數據可以看出，煤電建設速度在快速放緩。”

但從2018年開始，局部地區局部時段開始出現供需偏緊的形勢。葉春指出，不同地區供需偏緊的原因各不相同。“例如西部部分省份，拉閘限電的主要原因是由于高耗能的轉入導致支撐電源不足，因此煤電建設速度是否適宜，還需要考慮地方具體情況。”

“此外，新增煤電項目還包括輸電線路配套的原因。而今年以來因疫情影響，部分地區為拉動經濟增長上馬大量煤電項目，其中不乏規劃多年但未開工建設的。”葉春直言，目前存在一些項目在搭新基建的“順風車”，確實需要統籌考慮未來消納市場、送出通道、企業盈利，不能一建了之。“事實上，截至今年一季度，我國煤電裝機達到10.4億千瓦，已提前完成電力‘十三五’規劃目標。”

“邊虧邊建”如何破局

近年來，經濟增速的下滑、電煤價格的高漲和煤電市場化交易不斷擴大，使煤電企業經營壓力持續增加。葉春表示，部分煤電企業的生存已經舉步維艱。“據調研，五大發電集團煤電板塊虧損已超過50%。”

虧損局面長期延續，每年仍有煤電項目陸續核準、開工、并網。業內有觀點認為，煤電正陷入“一邊大面積虧損、一邊大規模新建”的困境當中。

對此，葉春指出，2015—2019年，基建新增煤電占總新增裝機容量的比重從2015年的41.0%下降至2019年的29.4%，累計下降11.6個百分點，連續3年在30%以下。“單從新建煤電裝機情況來看，實際上‘十三五’期間并未出現‘一邊虧損一邊大建’的情況。”

那么，究竟該如何破解煤電投資與經營形勢之間的矛盾？葉春認為，需要在電力市場化改革過程中理順電價機制，同時建立健全完備的電力輔助服務市場和現貨市場。

2019年，大型發電集團煤電機組市場化交易電量13457億千瓦時、較上年增加2998億千瓦時；煤電上網電量市場化率達到55.9%，同比提高13.1個百分點；與此同時，煤電燃料成本居高不下，煤電企業經營舉步維艱，在為實體經濟降成本的環境下，煤電聯動機制始終聯而不動。在錯綜復雜的背景下，2019年底，國家發改委印發《燃煤發電上網電價形成機制改革的指導意見》正式明確，將現行燃煤發電標桿上網電價機制改為“基準價+上下浮動”的市場化價格機制，并已于今年正式實施。

“該《意見》旨在通過市場發現價格，同時引導煤電投資規劃、提高效率，加快轉型。但煤電向系統靈活性電源、輔助服務電源的順利轉型，還需要建立健全完備的電力輔助服務市場和電力現貨市場。”葉春解釋，“除了通過電力市場交易滿足煤電機組的電量價值，其容量價值、調峰調頻調壓的輔助服務價值也應在輔助服務市場和現貨市場中真實體現。”

裝機和布局需優化

根據國家能源局、中電聯統計，2019年新增煤電裝機和淘汰關停煤電裝機容量分別為2989萬千瓦和2000萬千瓦。這意味著，相當一部分新增煤電機組替代了落后產能，“上大壓小”“等量替代”也成為許多項目獲核準的政策依據。但在行業整體面臨經營壓力時，大機組的經濟性究竟如何？

葉春指出，大容量、高參數新建項目替代小容量、高耗能的煤電機組，可以改善煤電對環境的污染，但有一個前提，就是大容量高參數機組要達到一定的負荷率和利用小時數，才能發揮低碳環保的作用。

而中電聯數據顯示，2019年我國煤電利用小時數已降至4416小時，較上年同期降低79小時。隨著機組負荷水平下降，一些經過環保改造的小機組作為靈活性電源，反而更經濟。

葉春強調，大、小機組應充分發揮各自特長，而非“一刀切”，一味用大機組替代小機組。“大容量高參數的煤電可在電力市場交易電量中發揮自己價值，不到運行年限、運營狀態良好的小機組可改造為調峰調頻機組。我國現有煤電機組10.4億千瓦，大部分具有靈活性改造的條件。通過靈活性改造，純凝機組最小技術出力可以達到30%—35%額定容量，部分機組可以達到20%—25%；熱電聯產機組最小技術出力達到40%—45%額定容量，部分機組實施熱電解耦，機組容量可以100%進行調峰，對這部分機組而言，充分發揮其價值比新建大容量機組進行調峰更具有經濟性。”

對于煤電未來的發展方向和路徑，葉春建議，應堅持合理控制增量、優化布局的原則，加強調控政策引導，嚴控新增規模，防范煤電產能過剩風險。“今年我國煤電裝機將突破12億千瓦，加上國家近期為了對沖經濟下行風險，加大固定資產投資，火電迅速核準上馬，部分地區的電力供應能力可能將再現過剩局面。”

“在煤電項目整體布局優化上，可以在西部、北部地區適度安排煤電一體化項目，緩解煤電矛盾，促進網源協調發展，推動解決棄風棄光問題。同時在壓減煤電產能過程中，將停緩建煤電項目與優化布局相結合，優先考慮發揮特高壓跨區輸電通道作用，有序推進西部、北部煤電基地集約開發，為清潔能源消納創造條件；嚴格控制東中部煤電建設，支持在東部地區通過關停機組容量、煤炭消費量和污染物排放量等指標交易或置換，統籌安排等容量超低排放燃煤機組項目。”葉春說。