一边产能过剩，一边大幅扩建，煤电发展规划质疑之声再起。

为化解煤电潜在过剩风险，今年以来，国家发改委、国家能源局联合印发了《关于促进我国煤电有序发展的通知》、《关于进一步规范电力项目开工建设秩序的通知》、《关于建立煤电规划建设风险预警机制暨发布2019年煤电规划建设风险预警的通知》等文件。虽然各省（区、市）和各发电企业积极部署、认真落实，取得了一定成效，但国家能源局10月10日发布的《关于进一步调控煤电规划建设的通知》指出，“十三五”期间我国煤电过剩风险日益显现，亟需进一步调控煤电规划建设。

但值得关注的是，“十三五”期间，煤电装机仍将大幅增加。国家发改委、国家能源局稍早前发布的《电力发展“十三五”规划》明确，到2020年，煤电装机规模将力争控制在11亿千瓦以内。换言之，“十三五”期间，煤电仍将净增近2亿千瓦，接近同期水电、风电、太阳能发电新增装机规划目标总和。在电力供应进入持续宽松新阶段、煤电过剩风险日益显现的新形势下，《规划》为何仍制定如此庞大的新增规模？是否合理？在绿色低碳安全高效的能源体系中，“十三五”电力富裕地区煤电又该如何求得生存？能否实现？

电源结构优化的结果

为保证非化石能源占一次能源消费15%左右，《规划》明确，到2020年，非化石能源发电装机达到7.7亿千瓦左右，比2015年增加2.5亿千瓦左右；气电装机增加5000万千瓦，达到1.1亿千瓦以上，煤电装机力争控制在11亿千瓦以内，占比降至约55%。

“这些目标是经过优化得到的。”国家能源局总工程师韩水稍早前在由中国能源研究会与能源基金会联合举办的“十三五”电力发展的机遇与挑战专家讨论会上表示，“电源结构优化的原则是，在满足非化石能源消费前提下实现经济性最优。具体来讲，首先，根据非化石能源消费目标提出多个非化石能源发电装机情景；第二，开展分地区新能源消纳的分析，提出采取的措施和调峰电源的规模；第三，开展分地区电力平衡计算分析，提出多个情景下火电装机规模；最后，开展多情景下电源装机方案的技术经济分析比较，提出相应的电源总量及结构的方案，最终提出各类电源的优化布局。”

据他介绍，优化结果是，在考虑淘汰2000万千瓦落后产能、取消和推迟1.5亿千瓦以上正在规划建设项目的情况下，“十三五”期间，力争煤电新增产能不超过2亿千瓦。

国家发改委能源研究所研究员高虎表示，“一些信息显示，火电核准、在建及处在前期工作的总规模目前超过4亿千瓦。《规划》提出要将新增量控制在2亿千瓦以内，这是十分不容易的工作；同时，相关部门此前也出台了关于煤电发展的指导意见，要求开展‘三个一批’。这些举措传递出了强烈的抑制信号，而这在‘十二五’期间是没有的。”

电力是关键

但对于新增2亿千瓦煤电，业内仍有诸多质疑之声。

中国能源研究会常务副理事长周大地认为，“十三五”期间我国能源面临的矛盾明显与“十五”、“十一五”不同。“过去怕供应不足，现在则要防止供应过多。所以，在系统优化时，为了在需求不旺情况下调整能源结构，即尽量淘汰存量中的高碳能源，优先保障低碳能源发展，就需要煤电首先让路。”

周大地表示，当前我国发电潜力巨大，火电利用小时数只有4000多小时。所以，在制定规划时，即使总需求有20%或者25%的增长，也应首先挖潜，而不是扩大产能。从电量上来看，火电利用小时数如果恢复到5000小时以上，整个电力行业将皆大欢喜，因为其经济效益会大幅度改善。“因此，我个人认为，每个能源企业都应首先考虑挖掘潜力，虽然个别地区确需增加产能，但对于大多数地方来讲，再上煤电就等于背上新包袱。”

华北电力大学教授袁家海也建议，应该降低2020年煤电装机目标。据他介绍，在煤电经济性方面，按照2020年全社会用电量为6.8亿-7.2亿千瓦时电量估算，2020年煤电利用小时数会在3820小时到4200小时左右，届时新建煤电机组投资全回报率将降至3%左右。所以，他建议，“应该降低煤电装机目标，例如，当规模控制在9.6亿千瓦左右时，2020年煤电利用小时数可保持在4600到4700小时左右，届时平均回报率将有望达到5%左右。在经济整体下滑情况下，该回报率还可以接受。”

但韩水表示，他不赞同某些对利用小时数的看法，因为发电利用小时数只是对电厂发电量的衡量，关键还要看电力的平衡。“能否允许电力行业既拉闸又装机过剩？拉闸就是电力缺乏，而不是电量短缺。火电特别是煤电承担着电力保障作用。在这方面，大家可以关注一下西欧的煤电利用小时数。”他说，“云南、四川的煤电为何不能发到6000小时？因为没有空间，它在为水电让路。在有的地区，煤电也在为风电让路。这都是为了满足水电和风电等不可控电源的调峰需求。”

向更加灵活转型

当前，煤电机组利用小时数持续下降，机组经营困难，特别是近两个月份，煤电整体出现了亏损。“十三五”期间，新增机组势必进一步摊薄市场份额。期间，煤电如何突破困境、更好发展，也成为迫切需要提上日程的问题。

“当前，煤电必须要转型，即进行灵活性改造。一是为了适应新能源发展需要，二是为了自身发展需要。”国家电网公司调度中心副总工裴哲义表示，“有人说火电很悲壮，市场份额被新能源挤占，还要为新能源调峰。但事实上，煤电必须提升灵活性，因为在市场环境下，能够生存下去的一定是那些调节性比较好的煤电机组。”

据了解，发电侧大规模引入具有波动性的风电、太阳能，要求系统具有相应灵活性。在我国电力系统中，煤电装机占比高，目前只有煤电能担起系统调峰的重任。例如，在东北电源结构中，60%、70%是火电，且多是供热机组。冬季供暖期间，调峰能力骤然下降。在后半夜系统负荷低谷时段，供热机组完全能够满足电力负荷要求，从理论上讲，此时已经没有消纳风电空间。所以，当地煤电机组必须进行灵活性改造。

《规划》指出，“十三五”期间，将全面推动煤电机组灵活性改造。具体来讲，将实施煤电机组调峰能力提升工程，充分借鉴国际火电灵活性相关经验，加快推动北方地区热电机组储热改造和纯凝机组灵活性改造试点示范及推广应用。期间，“三北”地区热电机组灵活性改造约1.33亿千瓦，纯凝机组改造约8200万千瓦，其它地方纯凝改造约450万千瓦。改造后，增加调峰能力4600万千瓦，其中三北地区增加4500万千瓦。

“灵活性改造在技术上来讲没有问题，国际上已有成熟经验。关键是灵活性改造后如何从政策上保障电厂相关收益。”裴哲义建议，“‘十三五’要在严格落实灵活性改造计划的同时，充分利用市场化机制，制定相关的补偿政策。例如，东北区域实施的辅助服务办法已经起到效果，因为电厂改造后可以从市场上获得辅助服务收益。”