“十三五”中后期我国煤电发展转型研究及未来预测

袁家海 张 凯

(华北电力大学，北京市昌平区，102206)

2018年全国火电平均利用小时数为4361 h，由于新旧动能转换、温度异常、电能替代等因素短期内拉高电力需求，煤电过剩现象稍有缓解，同时为了保证电力供应，煤电发电量又有所提升。“十三五”后期电力需求增速将回归正常水平，面对11亿kW的煤电装机，煤电过剩问题依然存在。随着发电侧逐步向清洁、高效、安全的高比例可再生能源系统方向发展，化解产能过剩、优化存量机组价值，成为煤电行业发展的重中之重。

在这样的背景下，笔者主要分析了电力需求现状和发电结构趋势。通过分析新增煤电规模，确定了未来煤电的合理规模，对煤电发展提出建议。在此基础之上，预测“十三五”后期及2030年电力行业煤炭消费量。最后，针对未来电力行业发展会出现的问题提出若干建议。

2 电力需求现状

2.1 电力增长与经济增长关系复杂化

随着我国经济步入“新常态”阶段，经济增长由高速增长转为中高速增长，电力需求也呈现出整体放缓的趋势，全社会用电增速由2010年的14.8%降到2015年的1.0%。但进入“十三五”以来，用电需求逐步回升，2018年电力需求增速超预期，高达8.5%。2010-2018年全社会用电量及增速情况见如图1所示，2010-2018年电力消费弹性系数如图2所示。

图1 2010-2018年全社会用电量及增速情况

图2 2010-2018年电力消费弹性系数

由图2可以看出，我国电力消费弹性系数从2010年的1.4逐年下降至1以下，2015年甚至降到远远低于发达国家水平的0.14，但在2018年又反弹至1.3。在新旧动能转换的时期，电力消费与经济增长关系复杂化，使得如何把握用电增长态势变得更加困难。

针对2018年我国电力需求增速8.5%的原因进行分析后发现，极端天气导致温度异常是第三产业及居民用电量增长的主要外因之一，拉动全社会用电量增长了1.2个百分点；国家电网公司推动电能替代，拉动全社会用电量增长了2.4个百分点；在环保方面，治理大气污染拉动全社会用电量增长了0.5个百分点；四大高耗能为主的旧动能行业处于补库存阶段，拉动了全社会用电量2.5个百分点；新兴制造业、信息服务业等高附加值第三产业增长迅猛，拉动全社会用电量增长了1.9个百分点。

2.2 经济新动能正在起步，但尚不稳定

进入“十三五”以来，我国积极推进产业结构调整，新旧动能转化成为保持经济增长的关键。2018年第二产业用电量增速7.2%，拉动全社会用电量增长了5个百分点。其中高技术及装备制造业用电量7083亿kW·h，同比增长9.5%，成为主要拉动力。以交通运输、电气、电子设备制造业，通用及专业设备制造业，交通运输业，电信和其他信息传输服务业为代表的新经济用电势头迅猛，第二产业中的新兴制造业和第三产业是我国未来经济发展的主要驱动力，同时占全社会用电量的比重不断提高，2016-2017年新兴行业用电量情况如图3所示。

互联网是经济新动能的典型代表。近年来，随着“新经济”行业快速增长，高电耗数据中心及数字货币“爆发式”增长大幅推高了全社会用电量。根据中金公司的估算，这些新经济行业对全社会用电量增速的拉动已占到0.9个百分点左右。随着中国快速进入信息时代，无论是传统行业的转型和“数字化”升级，还是新兴互联网行业的快速发展，都带来了数据收集、储存和处理的爆发性需求。根据工信部统计，2017 年中国的服务器数量同比增长了32%，2018 年1-6 月份同比增长了38%，这些高耗电的数据中心在2016 年的用电量约为1200亿kW·h，2017 年则接近1600 亿kW·h，2018 年全年数据中心用电量预计接近2200 亿kW·h，对整体用电量贡献率约为1.0个百分点。但是，中电联分行业电力数据仅统计IT行业经营性数据中心的电力消耗，而非IT服务企业的服务器用电量则按照所在经济部门来统计，因此需求预测时单独考虑服务器用电会高估电力需求。

图3 2016-2017年新兴行业用电量情况

但是考察2018年行业利润情况，计算机、通信和其他电子设备制造业利润同比下降了3.1%，在2018年上半年此行业利润同比下降了2.3%；通用设备制造业、专用设备制造业、电气机械和器材制造业在内的部分下游产业增速均出现下滑，铁路、船舶、航空航天和其他运输设备制造业利等新兴制造业出现负增长的情况；上游煤炭开采和洗选业利润总额比上年增长了5.2%，石油和天然气开采业增长4.4倍；中游产业盈利情况分化，黑色金属冶炼和压延加工业增长了37.8%，较上半年下降了33.3个百分点，石油、煤炭及其他燃料加工业增长了10.7%，化学原料和化学制品制造业增长了15.9%，非金属矿物制品业增长了44.9%，但有色金属冶炼和压延加工业下降了9%。这反映出近期工业原材料和基本品价格上涨对下游制造业企业造成的负面影响。资金面紧张是限制下游生产活动的重要因素。国家统计局制造业PMI调查结果显示，5月份反映资金紧张的企业比重为40.1%，多集中在下游制造业。综合用电和经济数据可见，第二产业中的高附加值制造业和第三产业中的新兴服务业新动能正在培育显著并发轫，但向上动能依然较弱且具有不稳定性。

2.3 高耗能行业产量仍在高位徘徊，旧动能尚未退出

我国第二产业用电占比在70%左右，而以四大高耗能行业为代表的旧动能占第二产业用电比例达到40%，多年来全社会电力需求增速走势很大程度上取决于高耗能行业的用电增速。2018年化学原料制品、非金属矿物制品、黑色金属冶炼和有色金属冶炼四大高耗能行业用电量合计19129亿kW·h，同比增长6.1%；合计用电量占全社会用电量的比重为30%。2018年1-11月份黑色金属冶炼行业用电量4941亿kW·h，用电量增长最为明显，同比增长10.3%；其他高耗能行业用电量均有所增长，化工行业用电量4073亿kW·h，同比增长2.6%；建材行业用电量3203亿kW·h，同比增长5.8%；有色金属冶炼行业5234亿kW·h，同比增长5.1%。这说明，在新动能培育的同时，旧动能仍处于高位徘徊或尚未真正退出，且不同行业间分化明显。2017年1月-2018年11月四大高耗能用电量及增速情况如图4所示。

由图4(a)可以看出，黑色金属冶炼行业产量与用电量双上升。2018年全年粗钢产量为9.28亿t，同比增长6.5%，生铁产量同比增长7.8%。2018年黑色金属冶炼业2018年前3个季度用电量高速增长，5月用电量同比增长18.6%，钢产量增速较快是导致用电量急速上升的原因。首先是国产矿石、焦炭等原材料价格的下降，而钢铁价格保持高位运行，行业盈利明显改善；其次是2018年前3个季度房地产投资较为强劲也拉动了钢铁产量，2018年第一季度房地产开发投资同比增长了10.4%，2018年前3个季度仍保持在9.9%的增速，创下3年以来新高，且新开工、土地购置面积等都增速加快；再者是供给侧改革对钢铁行业用电增长也有显著作用，生铁与粗钢产量之间的缺口扩大，主要原因是2017年6月30日清除“地条钢”之后，市场需求基本平稳的情况下优质产能填补了“地条钢”取缔后的市场空间，废钢利用规模大幅增加，进入正规生产流通体系后纳入了统计报表；最后，空前严格的环保要求和部分生产方面的电能替代使得用电量大增。

图4 2017年1月-2018年11月四大高耗能用电量及增速情况

由图4(b)可以看出，2018年前2个季度有色金属行业用电量和产量低速增长，在6月之后步入高速增长阶段。2018全国10种有色金属产量为5703万t，同比增长了3.7%，增速同比提升1个百分点。电解铝产量为3580.2万t，增长了7.6%，提高了6.6个百分点。

由图4(c)可以看出，化工行业无论是增加值还是用电量均在低位增长，但是煤化工行业受产业迅速扩张影响，2018年前3个季度用电激增51%。根据在建煤化工项目汇总情况，2020年我国煤制油、煤制气、煤制烯烃产能将分别达到938万t、77.65亿m3和1200万t，与2015年相比将增加消费2400万t标准煤。考虑到还有大量规划和拟建项目，预计在“十四五”时期，还会有大批煤化工项目投入运行，这将极大抵消全国压减煤炭的实施效果。另一方面，虽然我国烯烃当量需求仍将持续增长，但煤化工项目也面临国际国内激烈竞争，未来竞争替代存在很大不确定性。国内来看，随着七大石化基地和浙江石化、盛虹石化、恒力石化等大型炼化一体化项目加快建设，预计2020年我国PX产能将超过3300万t，由目前自给率严重不足逐步转向供大于求；国际来看，中东地区乙烷资源丰富，美国页岩气革命带来大量廉价乙烷、丙烷供应，随着发达国家石化产品需求趋于饱和，我国煤制烯烃将面临中东、北美低成本产品的激烈竞争。

由图4(d)可以看出，2018年全国累计水泥产量22.1亿t，同比增长了1.23%，2018年1-11月建材行业用电增速为5.8%。水泥用电增长与水泥产量的不匹配主要是由于环保设施用电增加所致；玻璃、陶瓷等其他建材行业也存在环保合规造成用电增加。但是，水泥行业约占非金属矿物制品行业用电的40%，其用电微增而全行业用电增长较快，主要原因可能是房地产投资加快拉动了砖瓦、混凝土预制件等生产用电增加。

应密切关注地方实际电改措施对高耗能行业的影响。2015年市场化电量规模持续扩大；2016年直购电交易规模约7000亿kW·h，占全社会用电量的12%；2017年直购电交易规模约16324亿kW·h，占全社会用电量的25.9%；2018年市场化交易电量2.1万亿kW·h，占售电量比重40%。高耗能行业是市场化交易的主体，而市场化交易电价普遍下降0.06～0.08元/(kW·h)，推断电改红利降低生产成本也是价格敏感度高的高耗能行业保持稳定甚至产量增加的重要因素。部分地区片面追求能源就地转化和经济增长，可能加剧高耗能行业产能过剩，还可能拖累全国节能减排。相关部门应注意监督地方政府严格环保和产业准入标准，落实差别性惩罚性电价政策坚决淘汰不符合环保标准、不符合产业政策的落后产能。

因此，高耗能行业虽已进入峰值期，但受基础设施和房地产投资拉动影响，加上供给侧改革出清带来的效益改善和电改释放的降本红利，叠加环保治理、重点区域控煤因素，行业用电还有增长空间。

3 发电结构转变趋势

截至2018年底，全国发电装机容量为19亿kW，同比增长了6.5%。其中火电为11.4亿kW(煤电10.1亿kW、气电8330万kW)，占总装机的60.2%；核电为4466万kW，占总装机的2.4%；并网风电为1.8亿kW，占总装机的9.7%；并网太阳能发电为1.7亿kW，占总装机的9.2%；输电为3.5亿kW(含抽水蓄能2999万kW)，占总装机的18.5%；可再生能源发电装机占比为37.4%，同比提升1.7个百分点。

2019年国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》(发改能源〔2019〕807号)，提出加快构建清洁低碳、安全高效的能源体系，促进可再生能源开发利用，制定分省级区域消纳可再生能源责任权重，建立可靠机制保障可再生能源消纳。根据各类电源装机情况，预计2020年，可再生能源装机大规模增长，风电装机达到2.3亿kW，太阳能装机2.7亿kW，水电(含抽蓄)装机3.8亿kW，受成本及资源限制，气电装机1亿kW，核电5500万kW，其他电源6500万kW。随着“十四五”电力需求的进一步放缓，在新增电量需求中煤电的市场份额将进一步下降；而“十五五”期间很可能会出现新增装机需求和增量电量需求完全由可再生能源来满足、可再生开始渗透存量电量的情况。预计2030年，并网风电装机规模达4.5亿kW，并网太阳能装机规模达6.5亿kW，水电(含抽水蓄能)装机规模达5.2亿kW，可再生能源装机占比提升至52.3%。发电结构由煤电为主转为以风、光等清洁可再生能源为主，其他电源为辅。中长期内要根据不同地区的电力供需基本面和主要矛盾、煤电机组装机规模预期、可再生发展与替代潜力、灵活性改造要求与电源结构优化潜力等，通过市场机制、金融政策引导分化机组，使得不同机组找准功能定位，以适应未来高比例可再生能源电力系统的安全运行需要。

4 未来煤电发展分析

4.1 新增煤电情况

截至2018年底，煤电装机规模为10.1亿kW，占比53%，新增燃煤发电机组装机规模逐年减少，2018年新增燃煤发电机组装机规模2903万kW，创历史新低，新增燃煤发电装机占总新增发电装机的比例也逐年减少，2018年新增燃煤发电装机占总新增发电装机的23%，新增燃煤发电装机容量及占比如图5所示。继续严控煤电增量，预计在2030年可实现新增发电装机都由新增可再生能源支撑。

4.2 煤电合理规模预测

虽然燃煤机组新增规模逐年降低，但是我国煤电仍是提供电力、电量的主体在未来很长一段时间内不会改变。受环境因素、优先消纳可再生能源要求的限制，确定合理煤电装机规模尤为重要。首先，要优化煤电存量，坚决淘汰不达标煤电产能。改造后符合环保等相关标准的机组可作为战略备用机组保障电源充裕度和电力系统安全；其次，完善配套市场机制，构建合理的价格机制，健全完善差异化补偿机制，引导各类煤电找准定位，充分发挥各类存量煤电机组系统价值，以高质量的煤电发展推动绿色低碳能源转型；第三，对煤电机组进行灵活性改造，促进可再生能源发展并优化电力系统调节能力。在充分发挥电力系统的调节能力后按照需求有序释放停建、缓建项目，确定煤电合理装机规模，2020年煤电装机控制在11亿kW以内；在建、缓建项目有序续建，不核准新开工煤电项目的前提下，2025年煤电装机总量可控制在11.5亿kW。

图5 新增燃煤发电装机容量及占比

4.3 煤电灵活性改造

未来实现煤电清洁、低碳、安全、高效持续发展以及提高煤电灵活性是煤电转型的必由之路。随着可再生能源的快速发展，我国应配套释放相应的煤电灵活性调节能力，将各地新能源规模总量与煤电灵活性提升规模挂钩，将煤电灵活性提升规模纳入区域发展规划，分解落实并实现总量控制。同时需要优化电网调度运行方式，确定合理的调峰深度，提升能源利用效率，推动存量煤电实现由电量型机组向电力型机组的定位转变。但针对未来调峰市场存在诸多问题，对提升煤电灵活性给出如下建议。

4.3.1科学预测调峰规模需求，确定合理改造规模

由于每个地区实际情况不同，建议落实《清洁能源消纳行动计划》相关要求，根据各地新能源规模总量，确定煤电灵活性提升规模，实现总量控制。各地能源主管部门应准确把握当地电力需求形势，结合清洁能源发展规划、电源结构特点，在满足当地供热负荷的同时，科学预测本地区的调峰规模总量。把抽水蓄能和电网侧作为调峰的优先选项，结合调峰辅助服务市场、需求侧管理等措施，确定煤电提升灵活性规模。各地区以年度的形式确定提升煤电灵活性配套改造方案。针对不同燃煤发电厂的情况，制定改造方案，避免出现过度改造和改造之后服务效果差的现象。

4.3.2确定煤电机组定位，提升煤电发电能效

建议结合《节能低碳电力调度办法》修订工作，优化电网调度运行方式，100万kW的先进煤电机组要充分发挥高能效优势作为基荷电源运行，可以进一步通过提供热、汽、水等综合能源服务来提高能源利用效率；30万kW优先参与调峰，其次60万kW参与调峰，通过有序安排30～60万kW机组参与调峰，科学合理地发挥灵活性辅助服务作用，实现存量机组由电量型机组向电力型机组转变。在保证环保达标排放和机组运行安全的前提下，由于不同类型机组自身调峰深度能力差异性，应针对机组差异性来确定其最低负荷目标，提升煤电发电能效。

4.3.3健全完善差异化补偿机制，推进辅助服务市场和电力现货市场建设

构建不同时间维度，包括能量、容量、辅助服务等不同交易对象的完整市场结构，统筹不同市场之间的衔接机制。构建合理的价格机制，健全完善差异化补偿机制，适当向综合能源效率较高的调峰路线和热电机组倾斜。同时，当合理解决可再生能源消纳问题时，可以灵活使用电热锅炉。加快推动非试点地区由补偿机制过渡到市场机制，优化现有辅助服务市场机制，实现电力辅助服务补偿全覆盖，补偿力度科学化，扩大电力辅助服务提供主体，充分利用系统内各类调峰资源。加快电力现货市场试点建设，研究现货市场建立后现有辅助服务市场品种与现货市场的充分衔接和融合，利用市场机制建设引导煤电灵活性提升，确定调峰的灵活性改造机组的容量价值，引导煤电企业主动进行灵活性提升参与深度调峰。

4.3.4总结建设实施经验，建立科学合理标准体系，建立数据共享平台

对灵活性改造后的煤电机组的实际建设和运行情况进行总结，评估改造效果并进行改进。结合我国煤发电机组特点，建立完善相应的技术标准体系。建立煤电灵活性改造机组平台共享深度调峰数据，通过信息公开和资源共享，使煤电机组灵活性潜力被充分挖掘。

4.4 “十三五”后期及2030年发电用煤预测

随着新动能正在起步，旧动能将逐步退出，预测2020年电力需求大概率在7.54万kW·h左右。在满足电力需求的前提下，根据前文对2020年各类电源装机规模的预测，假设其他电源装机的利用率在合理区间，在加强需求响应和可再生能源替代减少煤电发电量、经济调度提升煤电能效并降低平均供电煤耗等措施共同影响下，预测2020年电力行业煤炭消费量约13.2亿t标煤。

我国具有后发优势，人均用电量高于完成工业化阶段国家的平均用电水平。预计2030年我国人均用电量在6600～6800 kW·h/人，人口总数达到峰值14.25亿人，2030年全社会用电量在9.4～9.7万亿kW·h。

电源结构方面预计可再生能源装机大规模发展，在2030年风电装机为4.5亿kW左右，太阳能装机可达6.5亿kW，水电(含抽水蓄能)装机可达4.2亿kW；落后煤电产能淘汰工作持续推进，煤电装机约为10.5亿kW；为了提高调峰能力，气电装机适当提升，但受成本和资源的约束，气电装机约为2亿kW。随着进一步提升可再生能源消纳能力和加强需求侧管理，各类电源在合理利用率的情况下，估算2030年电力行业煤炭消费量为11.7亿t标煤。

5 结论与政策建议

目前我国正处于新旧动能转换关键时期，把握经济与电力需求关系愈发困难。这主要是由于以四大高耗能为代表的旧动能高位徘徊，尚未退出，且以新兴行业为代表的新动能在新起步阶段，还尚未成型，短期内拉高了电力需求。在“十三五”后期电力需求增速回落，2020年电力需求在7.54万亿kW·h左右。新增煤电装机规模逐年减少，2030年可实现煤电零新增，可再生能源成为发电侧的“排头兵”。

实现煤电清洁、低碳、安全、高效持续发展，提高煤电灵活性是煤电转型的必由之路。首先，科学预测调峰需求，对煤电进行合理改造。其次，确定煤电定位提高能效。最后，建立健全体制环境，激励引导煤电企业主动分类定位，让部分机组积极参与灵活性服务和其他辅助服务。不同电力需求情景下，估算2020年电力行业煤炭消费量约为13.2亿t标煤，发电耗煤达峰，2030年电力行业煤炭消费量约为11.7亿t标煤。

“十三五”后期电力行业如何发展，认为一是精准把握未来电力需求，应采取多种措施应对用电超预期增长，保障电力安全；二是继续提高可再生能源消纳水平，为满足灵活性需求，可通过市场机制确定煤电定位，合理推进煤电灵活性改造，可通过市场机制推动新能源平价上网，解除新能源对补贴的依赖；三是提升用户侧的能效水平，加强需求侧管理；四是可持续深化电力体制改革，加速推进电力市场化建设，利用市场引导电力行业发展。