专家解读| 煤电投资管控不应放松 电力平衡需解放需求侧手段

4月19日，国家能源局官网发布《关于2022年煤电规划建设风险预警的通知》，黑龙江、吉林、蒙东、山东、山西等8个地区煤电装机充裕度为红色预警，辽宁、福建2个地区为橙色，21个地区为绿色。

这是国家能源局连续第四年制定发布基于三年后规划目标的煤电规划建设风险预警。2018年发布的《关于2021年煤电规划建设风险预警的通知》中，有17个地区的煤电装机充裕度为红色预警，4个地区为橙色；而2017年的通知中，有23个地区的煤电装机充裕度为红色预警，4个地区为橙色。

相比前两年发布的通知，此次发布的《关于2022年煤电规划建设风险预警的通知》中，红色和橙色预警的地区大幅减少，于是市场理解，国家是否对煤电审批的控制将有所松动，煤电投资或将再次出现抬头迹象。

过去几年，在环保和供给侧改革的压力下，煤电投资持续下滑，清洁能源发电占比持续提高，在这种大形势下，有没有必要让煤电投资抬头？清洁能源又能否解决未来可能的装机缺口？为了解这些问题，我们专访了能源基金会清洁电力主任陆一川。

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清洁能源短期尚不能完全替代煤电

陆一川表示，目前，电力供给过剩的局势正在缓解，部分地区出现高峰时段电力供应的紧缺，而清洁能源短期内尚不能完全满足电力供应增长的需求。

当前，我国社会用电量持续保持较快增长。“十三五”前三年用电量年均增长6.7%，高于3.6%-4.8%的规划预期。2018年，全社会用电量达6.8万亿千瓦时，同比增长8.5%。

国家发改委最新数据显示，今年一季度，三产和居民生活用电量继续保持两位数以上较快增长，同比分别增长10.2 %和11.0 %。分地区看，全国29个省（区、市）用电正增长，其中，西藏、内蒙古、新疆、湖北、安徽和广西保持两位数增长。

随着城镇化、电气化进程的加快推进，特别是人民生活水平提高和电能替代全面提速，未来较长时期内我国电力需求将保持较快增长。全球能源互联网发展合作组织主席、中国电力企业联合会理事长刘振亚此前曾提出，综合考虑需求增长和能效提升等因素，预计2030年，我国电气化率、全社会用电量将分别达到31%、10.4万亿千瓦时；2050年，我国电气化率、全社会用电量将分别达到52%、14万亿千瓦时。

面对未来如此强劲的电力需求增长，我国目前的电力生产供给日渐吃紧。

对此，陆一川表示，“新增电力和电量需求暂时还不能完全由清洁能源补充，如2018年我国近一半的新增电力需求由新增的清洁能源满足，而另一半仍来自以煤电为代表的化石能源发电增量。”

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新增煤电解决高峰时段电力供给缺口并非是优化选择

尽管电力供给出现了向偏紧变化的趋势，且可再生能源暂时还不能填补全部缺口，陆一川仍然认为，通过新增煤电装机来应对电力需求的增长并不是唯一可行的对策，更加不是优化的选择。

从经济性角度来看，风电、光伏的可再生能源成本保持着持续大幅降低的趋势，可再生能源平价时代正在迅速到来。2018年我国在国务院能源主管部门的引导下已经开展大规模的风、光电平价上网项目试点，2019年将更进一步，赋予平价上网项目优先开发建设的地位。仍需补贴的风光项目也将在竞价获取资源的机制下大幅降低上网电价。同时用户侧的分布式风电和光伏事实上已经率先成为系统中最具价格竞争力的电源。随着越来越多的可再生能源不再依赖外部性补偿机制，其发展速度将会足以支撑新增电量需求并迅速对存量煤电产生替代。传统能源事实上已经在面对可再生能源的竞争压力，并且会越来越处于劣势。

另一方面随着我国多数地区峰谷差进一步增大，以及单一跨区送电线路容量越来越大、可再生能源越来越多导致的备用需求增加，近年内相当部分地区的供需矛盾将会更多的体现为电力平衡困难。客观上这似乎要求我们增加煤电、燃机等被认为是“可调出力”的机组。可是如前所述，这部分机组如果新建，长达20-30年的经营期内几乎肯定会面临严重的市场竞争劣势以及随之而来的经营困难。电力行业可能会面对更加严重的煤电搁浅资产问题，并受制于此问题带来的高碳电源路径锁定现象。

我们似乎面对一个两难的选择困境。

在陆一川看来，所谓“两难“实际并不成立：“如果短期内的供需矛盾主要反映为高峰时段的可调出力不足，也就是电力平衡问题，那么新增煤电装机就显然不是应该的选项了。因为我国需求侧响应的潜力还远远没有被发掘出来。在目前这个转型的关键节点，解决同样的电力平衡问题，在需求侧做文章社会代价要小很多。”

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需求侧响应发挥作用亟需电力市场机制的支撑

需求侧响应就是通过减少或者延迟需求侧的电力负荷来实现供需平衡，如通过价格信号或激励措施刺激电力用户，暂时改变其固有的习惯用电模式，减少或推移某时段的用电负荷，从而保证电力系统的发用电平衡。如果还能有一定量的可以随时调节的电力负荷，则完全可以作为系统的备用，来应对供给或需求的突然变化导致的系统稳定问题。此类整合受控的负荷以及其能够起到的类似发电装机的作用，被电力行业赋予了“虚拟发电机“这一新概念。

但是，需求侧响应过去在我国的发展并不顺利。显然，如果没有灵活的反映其价值的价格形成机制，这样的电力负荷和用户不可能自然涌现，更加不会成为“便宜好用”的“虚拟发电机”。

陆一川表示，“目前实行峰谷电价是一个较为简单的初期手段。峰谷电价在负荷低谷区，发电和供电设备均不能满负荷运行时，可给用电的用户以价格上的优惠，以鼓励用户在低谷时用电。而对高峰负荷期用电的用户，电价应高于正常用电的电价。进而碾平电力系统的高峰，填平低谷，发挥价格的杠杆作用。”

然而，峰谷电价制目前只在我国部分省份试行，且并不覆盖所有用户。其2~3段的固定价格也不能完全反应系统的真实需求。而系统对备用，调频等辅助服务的需求，峰谷电价机制则完全帮不上忙了。

陆一川认为，“我们需要探索更加灵活的、市场化的需求侧响应定价机制，对于当前及未来我国电力系统所需的辅助服务产品，应当突破目前事实上主要由各类电源免费提供，仅有煤电、燃气等传统化石电源可获得一定收益这一不合理的体制机制限制，向所有能够提供系统所需辅助服务的群体开放，并遵循同质同价原则。”

由此，更多的电力平衡手段资源才能够被以更低的成本调动出来，尽可能避免因为电力平衡困难被迫低效投入新增的煤电或燃气机组。同时在短期还能使现有机组的利用率和经营状况得到改善。随着可再生能源市场竞争力的快速提高，系统适应性的不断增强，完全满足我国未来用电增长甚至开始替代存量并非很遥远的事情。

“在这种大趋势下，我们需要尽快建立并充分利用市场化机制，打破利益壁垒，以更低的社会成本来应对短期的电力平衡问题，慎重选择新增常规能源机组，避免未来出现大量沉没成本。”陆一川说。

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