全社會用電量增速較快，1～7月月度同比增量均較大，電力需求增長過快導(dǎo)致供給增長相對不足

1～9月全社會用電量累計(jì)61651億千瓦時，同比增長12.9%，比2020年提高了11.6個百分點(diǎn)。鑒于2020年受疫情影響，2020～2021年兩年年均增速7.4%，2019～2021年三年年均增速6.5%，基本上與2017年（6.8%）、2018年（8.9%）持平，但疫情導(dǎo)致近兩年用電負(fù)荷波動較大。從增量看，2021年1～7月每個月同比增量均較多，創(chuàng)下近幾年新高。8～9月有所緩和，主要受三季度大規(guī)模拉閘限電影響。電力需求增長過快導(dǎo)致供給增長相對不足，2021年1～8月我國電源裝機(jī)同比增長9.5%，但是火電、核電、水電等穩(wěn)定供應(yīng)電源裝機(jī)同比增長2.1%，低于近幾年數(shù)據(jù)，在風(fēng)光出力受阻情況下，電力保障存在較大壓力（見圖1、圖2、圖3）。

電力設(shè)備利用創(chuàng)近三年新高，但遠(yuǎn)低于“十二五”水平，設(shè)備利用不充分是導(dǎo)致拉閘限電主要原因

從整體看，1～8月發(fā)電設(shè)備利用小時達(dá)到近三年新高，但與2018年1～8月相比，仍低31個小時。從分月看，除3月和6月，其余月份也低于近幾年最高值，特別是三季度。目前我國火電發(fā)電量占比超過70%，1～8月累計(jì)利用小時創(chuàng)近兩年新高，但仍比2011年低569小時，比“十二五”年度平均低305個小時。根據(jù)1～8月數(shù)據(jù)，火電折算全年利用小時約4500小時左右，低于“十二五”期間平均5000小時水平（見圖4、圖5）。

設(shè)備利用不充分主要是由水電、火電設(shè)備利用不充分導(dǎo)致，特別是作為供電主體的煤電

從各發(fā)電類型看，核電、風(fēng)電利用小時均創(chuàng)新高，特別是核電。在用電增長的情況下，2021年1～8月核電利用小時比去年同期提高了338個小時，達(dá)到5219小時，充分發(fā)揮了基荷保障作用。風(fēng)電利用小時在2021年前8個月達(dá)到1500小時，連續(xù)幾年保持增長，風(fēng)電利用率持續(xù)攀升。我國四川和云南是對水力發(fā)電貢獻(xiàn)最大的省份，占全國水電發(fā)電總量接近50%，2021年以來，云南和四川部分地區(qū)降水量較往年并不算很充裕，水電受西南地區(qū)來水減少導(dǎo)致利用小時連續(xù)三年下降。作為供電主體的火電，在全國多省市出現(xiàn)拉閘限電、其他發(fā)電類型受阻的情況下，利用小時增長有限（見圖6、圖7）。

煤、電價格擠壓導(dǎo)致煤電企業(yè)發(fā)電意愿較低

今年全球大宗商品價格暴漲，加之國內(nèi)用能需求猛增，地方政府能耗雙控壓力較大，煤炭供應(yīng)不足，煤價快速上漲，9月動力煤期貨現(xiàn)貨都推升至1400元/噸以上，10月企業(yè)動力煤現(xiàn)貨快速突破歷史極值，多地突破了2000元/噸。因?yàn)槊禾績r格地區(qū)差異較大，各地燃煤上網(wǎng)電價也與煤炭資源稟賦和運(yùn)輸成本關(guān)系較大。就東部沿海省份而言，煤電上網(wǎng)基準(zhǔn)價在0.4～0.45元/千瓦時之間，當(dāng)前平均不含稅上網(wǎng)電價為0.36元/千瓦時。從成本考慮，綜合考慮折舊0.05元/千瓦時，人工及運(yùn)維0.05元/千瓦時，財(cái)務(wù)費(fèi)用0.02元/千瓦時，管理費(fèi)用0.01元/千瓦時，測算燃料成本、煤炭價格與企業(yè)盈虧的關(guān)系：一是如果燃料成本超過0.26元/千瓦時（含稅），對應(yīng)5500大卡動力煤入爐價格680元/噸，預(yù)計(jì)多數(shù)企業(yè)將僅能夠維持盈虧平衡。二是如果燃料成本超過0.33元/千瓦時（含稅），對應(yīng)5500大卡動力煤入爐價格864元/噸，預(yù)計(jì)多數(shù)企業(yè)將出現(xiàn)虧損現(xiàn)金成本，企業(yè)將沒有動力從事電力生產(chǎn)，在我國電網(wǎng)強(qiáng)制性考核機(jī)制下，一些電廠被迫報非停避免損失或者因?yàn)闆]錢買煤而停產(chǎn)。此外，我國電力現(xiàn)貨仍處于試點(diǎn)階段，煤電企業(yè)主要簽訂的年度、月度售電合同，電價無法隨著煤價的快速變化而調(diào)整，電價往下游傳導(dǎo)有限（見圖8、圖9）。

四季度煤炭供應(yīng)加碼，煤電價格有望企穩(wěn)，電力保供壓力有所緩解

2021年10月8日，國務(wù)院常務(wù)會議明確要求，保障能源安全、保障產(chǎn)業(yè)鏈供應(yīng)鏈穩(wěn)定是“六保”的重要內(nèi)容。做好有序用電管理，糾正有的地方“一刀切”停產(chǎn)限產(chǎn)或“運(yùn)動式”減碳，反對不作為、亂作為。國家發(fā)改委近期也采取積極措施，緩解煤炭、煤電供需緊張。

一是在煤炭供應(yīng)上，釋放煤炭產(chǎn)能。9月底以來允許153座煤礦核增產(chǎn)能2.2億噸/年，相關(guān)煤礦已陸續(xù)按核定產(chǎn)能生產(chǎn)，四季度可增產(chǎn)5000萬噸以上。將具備安全生產(chǎn)條件的38座建設(shè)煤礦列入應(yīng)急保供煤礦，允許階段性釋放產(chǎn)能，合計(jì)產(chǎn)能1億噸/年。為60余座煤礦辦理接續(xù)用地手續(xù)，確保1.5億噸/年以上產(chǎn)能穩(wěn)定釋放。10月19日國家發(fā)改委在煤電油氣運(yùn)重點(diǎn)企業(yè)保供穩(wěn)價座談會上指出，10月18日的日產(chǎn)量已超過1160萬噸，創(chuàng)今年新高，力爭煤礦日產(chǎn)量達(dá)到1200萬噸以上。據(jù)國家統(tǒng)計(jì)局，9月國內(nèi)生產(chǎn)原煤3.3億噸，日均產(chǎn)量1113萬噸，第四季度可增產(chǎn)5500萬噸，即日均增產(chǎn)60萬噸，達(dá)到1173萬噸，在產(chǎn)能有效釋放的情況下，10～12月月產(chǎn)量3.5億噸～3.6億噸，疊加月進(jìn)口量0.3億噸，不考慮38座新增應(yīng)急保供煤礦1億噸/年，四季度月度供給量在3.8～3.9億噸，與2020年12月用煤高峰基本持平（見圖10）。

二是在煤電價格改革上，有序推動燃煤發(fā)電電量全部進(jìn)入電力市場。在保持居民、農(nóng)業(yè)、公益性事業(yè)用電價格穩(wěn)定的前提下，將市場交易電價上下浮動范圍由分別不超過10%、15%，調(diào)整為原則上均不超過20%，對高耗能行業(yè)可由市場交易形成價格，不受上浮20%的限制。推動工商業(yè)用戶都進(jìn)入市場，取消工商業(yè)目錄銷售電價。保持居民、農(nóng)業(yè)用電價格穩(wěn)定。目前山東、江蘇等地已組織開展了深化煤電上網(wǎng)電價市場化改革后的首次交易，成交均價較基準(zhǔn)電價“頂格上浮”（不超過上浮20%的價格最大值）。廣西在10月17日發(fā)布《自治區(qū)工業(yè)和信息化廳關(guān)于進(jìn)一步調(diào)整2021年全區(qū)電力市場化交易方案的緊急通知》，對于不參與交易或未成交的35千伏及以上用戶，按照電價上浮20%的原則進(jìn)行結(jié)算，對于高耗能行業(yè)用戶，按照上浮50%進(jìn)行結(jié)算。煤電價格改革機(jī)制加速落地，有助于緩解煤電緊張壓力。

綜合以上分析，筆者認(rèn)為，從裝機(jī)上看我國電力供需整體寬松，供需兩端對本次拉閘限電都有影響，但核心制約因素還是在供給側(cè)。在需求側(cè)，2021年出口快速增長導(dǎo)致用電負(fù)荷快速增長，凸顯電力供給增長相對不足，特別是水電、核電、火電等穩(wěn)定性電源增量較少。電力設(shè)備利用創(chuàng)近三年新高，但仍低于“十二五”時期的平均水平，設(shè)備利用不充分或是導(dǎo)致拉閘限電的主要原因，特別是煤電，2021年煤電企業(yè)煤炭庫存處于歷史低位，煤電“頂牛”導(dǎo)致煤電虧損嚴(yán)重，企業(yè)發(fā)電意愿較低。

煤電稀缺性屬性凸顯，在“十四五”“十五五”仍需發(fā)揮基礎(chǔ)作用

根據(jù)國際能源署研究，當(dāng)可再生能源滲透率超過15%，電力系統(tǒng)靈活性運(yùn)行成為首要關(guān)鍵問題，當(dāng)超過25%，電力系統(tǒng)整體穩(wěn)定性意義重大，需要系統(tǒng)整體具備抗干擾能力。2020年我國非水可再生能源發(fā)電量占比約11.4%，青海、黑龍江、寧夏、吉林、內(nèi)蒙古、甘肅、山西、北京等地均已超過15%，隨著可再生能源進(jìn)入更快速發(fā)展階段，“十四五”“十五五”期間新型電力系統(tǒng)需要大量靈活性資源作為支撐（見圖11）。

新能源出力不穩(wěn)定影響電力平衡。風(fēng)電仍處于技術(shù)降本階段，2025年陸上高、中、低風(fēng)速地區(qū)的度電成本將分別降至0.1元、0.2元和0.3元，近海和深遠(yuǎn)海風(fēng)電度電成本將分別降至0.4元和0.5元，度電成本市場競爭力逐步增強(qiáng)。但新能源出力與用電負(fù)荷曲線匹配度較低，甚至在某些時段完全相反，風(fēng)電在負(fù)荷高峰時刻出力處于較低水平，光伏對午高峰能起到較好地支撐作用，但晚高峰時出力基本為零，根據(jù)2018～2020年電網(wǎng)實(shí)際運(yùn)行情況，最大負(fù)荷時刻新能源出力可能低至裝機(jī)的3%，對高峰電力平衡帶來很大挑戰(zhàn)，現(xiàn)階段仍需火電等常規(guī)機(jī)組兜底保障（見表）。

隨著全球溫室氣體導(dǎo)致的極端天氣頻發(fā)，電力系統(tǒng)對安全性要求較高，我們測算2030年極端天氣對電力靈活性性需求。假定2030年最大用電負(fù)荷18.2億千瓦。正常下風(fēng)光能夠得到有效利用，光伏、風(fēng)電裝機(jī)均為6.5億千瓦，最大出力按60%計(jì)算，最小出力風(fēng)電按15%容量承擔(dān)基荷，光伏為0。則在風(fēng)電最小出力且出現(xiàn)最大負(fù)荷的極端情況下，則煤電需提供出力6.45億千瓦，以煤電10.5億千瓦計(jì)算，煤電負(fù)荷率為61.4%。相反，當(dāng)風(fēng)光出力達(dá)峰且出現(xiàn)最小負(fù)荷的極端情況下，風(fēng)光出力7.8億千瓦，綜合考慮抽水蓄能、新型儲能及需求側(cè)響應(yīng)，煤電需提供出力2.1億千瓦，以煤電10.5億千瓦計(jì)算，煤電負(fù)荷率為20%。煤電由電量基礎(chǔ)向靈活性資源轉(zhuǎn)變，這也是《關(guān)于完整準(zhǔn)確全面貫徹新發(fā)展理念做好碳達(dá)峰碳中和工作的意見》提出的加快現(xiàn)役煤電機(jī)組節(jié)能升級和靈活性改造，加快形成以儲能和調(diào)峰能力為基礎(chǔ)支撐的新增電力裝機(jī)發(fā)展機(jī)制所要求的（見圖12）。

水電方面，我國水電裝機(jī)容量3.7億千瓦，其中抽水蓄能0.3億千瓦，水電（含抽蓄）是較為理想的調(diào)峰調(diào)頻電源，但受制于資源和環(huán)境的雙重壓力，大規(guī)模水電開發(fā)空間有限，同時水電本身具有周期性，也存在季節(jié)性調(diào)峰需求。根據(jù)《抽水蓄能中長期發(fā)展規(guī)劃（2021～2035年）》，2025年我國抽水蓄能達(dá)到0.6億千瓦，2030年投產(chǎn)規(guī)模達(dá)到1.2億千瓦。目前我國已出臺抽水蓄能兩部制電價政策，抽水蓄能已具備經(jīng)濟(jì)性，預(yù)計(jì)“十四五”“十五五”抽水蓄能裝機(jī)目標(biāo)將大概率完成。

氣電方面，氣電應(yīng)側(cè)重啟停調(diào)峰機(jī)組建設(shè)，而不是熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組建設(shè)。燃機(jī)聯(lián)合循環(huán)以熱定電，熱電比較低，調(diào)節(jié)性能較差。單循環(huán)燃?xì)廨啓C(jī)啟動時間最短，從啟動到額定負(fù)荷一般不到20分鐘，優(yōu)勢明顯，從機(jī)組運(yùn)行安全性角度考慮，單循環(huán)燃?xì)廨啓C(jī)從空負(fù)荷到滿負(fù)荷均能穩(wěn)定運(yùn)行，可調(diào)比例為100%，高于燃?xì)庹羝?lián)合循環(huán)最小穩(wěn)態(tài)負(fù)荷（約30%額定出力）。此外，從國際趨勢看，天然氣是未來唯一增長的化石能源，但我國天然氣需要大量進(jìn)口，天然氣應(yīng)更多定位為工業(yè)燃料、化工原料和城市燃?xì)狻?/span>

儲能方面，除抽水蓄能外，儲熱技術(shù)已處于規(guī)模化應(yīng)用階段，電化學(xué)儲能處于規(guī)模化應(yīng)用前期，其余的大部分均處于示范階段和商業(yè)化初期。目前我國電化學(xué)儲能發(fā)展迅速，2020年裝機(jī)增長了91.2%，接近翻番，2017～2020年增長了7倍，由1.7吉瓦增長到3.3吉瓦。電化學(xué)儲能年度新增幾乎全部來自鋰離子電池，由1.4吉瓦增長到2.9吉瓦，電力行業(yè)主要使用磷酸鐵鋰電池。相比動力電池，儲能業(yè)務(wù)大部分為跨界企業(yè)，基本采取主營業(yè)務(wù)為主、儲能業(yè)務(wù)為輔的系統(tǒng)發(fā)展模式。規(guī)模儲能電池依托新能源、火電等項(xiàng)目，儲能經(jīng)濟(jì)性與配套項(xiàng)目密切相關(guān)，需滿足電力系統(tǒng)對儲能安全性要求。2021年8月9日，國家發(fā)改委出臺《關(guān)于鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調(diào)峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模的通知》將推進(jìn)多元化儲能技術(shù)創(chuàng)新及應(yīng)用，特別是電化學(xué)儲能，加速推進(jìn)以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)建設(shè)。預(yù)計(jì)2025年新型儲能裝機(jī)超過3000萬千瓦，鑒于產(chǎn)業(yè)成熟周期，新型儲能將主要是磷酸鐵鋰電池，年均增長超過60%。

主要發(fā)展建議

新型電力系統(tǒng)建設(shè)是一個長期的、系統(tǒng)性工程，煤電仍是新型電力系統(tǒng)的重要支撐，一味的、一刀切地去煤化、去煤電化將對能源電力安全可靠穩(wěn)定供應(yīng)帶來較大影響。“十四五”“十五五”期間我國各區(qū)域逐步進(jìn)入后工業(yè)化社會，全國能源消費(fèi)逐步進(jìn)入“總量增加，增速下降”的減速增長階段，但仍處于碳排放上行階段。“十四五”“十五五”期間，我國電力供給端出力和需求側(cè)負(fù)荷雙向波動逐步加大，能源電力供應(yīng)整體寬松，但局部地區(qū)季節(jié)性、階段性偏緊將越發(fā)凸顯，電價波動性也逐步成為常態(tài)。在儲能、氫能等創(chuàng)新靈活性技術(shù)逐步具備競爭力的過程中，仍需煤電在促進(jìn)可再生能源消納、提高電力系統(tǒng)靈活性調(diào)節(jié)能力、保障區(qū)域季節(jié)性階段性電力供需安全中發(fā)揮重要作用。

一是加強(qiáng)頂層設(shè)計(jì)，明確煤電發(fā)展路線圖。從碳達(dá)峰、碳中和的角度進(jìn)一步明確煤炭階段性產(chǎn)量、進(jìn)一步明確煤電在能源系統(tǒng)及電力系統(tǒng)中的定位和作用，從降低實(shí)體經(jīng)濟(jì)用能成本構(gòu)建現(xiàn)代經(jīng)濟(jì)體系的角度，從系統(tǒng)建設(shè)自平衡新型電力系統(tǒng)的角度，統(tǒng)籌煤電增量和存量發(fā)展，明確未來煤電技改路線，明確煤電合理退出節(jié)奏，減少煤電不必要投資和沉沒成本。

二是積極探索煤電容量成本補(bǔ)償機(jī)制，完善電力現(xiàn)貨及輔助服務(wù)市場機(jī)制。隨著我國可再生能源裝機(jī)規(guī)模和發(fā)電量的不斷提高，煤電將向靈活性調(diào)節(jié)電源轉(zhuǎn)型，其利用小時數(shù)將持續(xù)下降，煤電機(jī)組投資回收難以達(dá)到預(yù)期。在可再生能源大省，適當(dāng)引入發(fā)電容量成本回收機(jī)制，適度保障發(fā)電企業(yè)的積極性。目前大部分省區(qū)電力市場以中長期交易為主，為了促進(jìn)電力資源優(yōu)化配置，需要在總結(jié)電力現(xiàn)貨市場試點(diǎn)省份建設(shè)經(jīng)驗(yàn)的基礎(chǔ)上，積極穩(wěn)妥地推進(jìn)電力現(xiàn)貨市場建設(shè)，進(jìn)一步完善輔助服務(wù)分?jǐn)倷C(jī)制，提高煤電靈活性改造的積極性。

本文刊載于《中國電力企業(yè)管理》2021年10期，作者單位：英大證券有限責(zé)任公司。