電力規劃設計總院的最新研究報告通過對未來三年電力發展進行展望，發現我國電力供需形勢全面趨緊，認為經濟發展的用電路徑依賴短期難以徹底改變，建議需要啟動新核準煤電項目以保障電力供應。主管部門和最高決策層對煤電供給側結構性改革的基本判斷亦發生微妙變化，由“嚴控煤電產能過剩”變為“補齊能源基礎設施短板，有效化解電力、煤炭區域性時段性供需矛盾”。
部分地區電力供需不平衡導致煤電停緩建政策放寬，然而如果電力短缺都是如2018年迎峰度夏期間尖峰資源不足，且97%以上尖峰負荷主要來自于空調制冷負荷，年持續時間在50-100小時之間，新建煤電會是最合適的選擇嗎？
煤電供給側結構性改革的基本判斷發生微妙變化
通過對比國家能源局發布的煤電2019年預警指標與2022年預警指標，發現裝機充裕度紅色預警的省市由24個降至8個，這表明當前主管部門認為煤電裝機過剩情況緩解，多個省份煤電裝機容量仍有放開空間。主管部門和最高決策層對煤電供給側結構性改革的基本判斷發生微妙變化，政策導向從2016年以來的“嚴控煤電產能過剩”變為“補齊能源基礎設施短板，有效化解電力、煤炭區域性時段性供需矛盾”，多個省份放開管控限制將煤電機組移出停緩建名單。
電力供應總體富余下煤電停緩建政策放寬誘因
全國當前電力供應總體富余，部分區域仍存在相對過?，F象。隨著宏觀經濟總體穩中向好，2018年全社會用電量增速從2015年的0.96%觸底反彈至8.5%，全社會人均用電量達4889千瓦時，逐步邁入工業化完成階段。2018年底全國全口徑發電裝機容量近19億千瓦，人均裝機容量達到1.36千瓦，超過世界平均水平，電力供應能力持續增強。隨著非化石能源裝機的快速增長，我國發電裝機結構不斷優化的同時局部地區電力供應能力過剩問題越發明顯。2018年火電平均利用小時數4361小時，比國家發展改革委核定火電標桿上網電價的利用小時數5000小時還要低，遠低于火電機組設定的標準利用小時數5300-5500小時。2018年，全國31個省市高于4361小時僅有13個，高于5000小時的僅有4個，可見全國煤電整體機組利用率低，仍處于過剩狀態。
迎峰度夏期間部分地區存在短時尖峰負荷不足，煤電停緩建政策放寬。2018年全社會用電量增長遠超預期，尤其是溫度異常帶來的超短期夏季尖峰負荷出現，山東、江蘇、湖北、湖南、江西等省區電網在夏季共出現了約1500萬千瓦的尖峰負荷缺口，使得我國電源結構不合理及區域分布矛盾更加凸顯。通過負荷分析，2018年迎峰度夏期間97%以上尖峰負荷的持續時間也只有幾個小時或十幾小時，且最重要的負荷增長是來自于空調制冷負荷。由于部分地區電力供需不平衡，導致部分地區煤電停緩建政策放寬，2018年能源局下發了《關于印發2018年分省煤電投產項目的通知》，其中涉及11省共34臺機組煤電裝機移出停緩建名單。根據國家能源局最新煤電規劃建設風險預警顯示，蒙西、天津、冀北、青海、河南、四川、重慶、福建、廣東、廣西、云南、貴州十二個省市區預警降級，是否意味著這些省份會全面放開煤電停緩建限制，通過新建煤電來填補用電負荷缺口？
存量煤電機組價值潛力挖掘能否實現有效“保供”？
我國存量煤電機組潛能未得到充分發揮，發電集團煤電板塊生產經營面臨嚴峻挑戰。我國煤電機組服役年限較短且利用效率低：我國存量煤電機組平均服役年限為15年，服役時間超過30年占比不超過1.1%，而歐美80%的煤電機組服役時間超過30年，近50%的機組服役時間超過40年；世界主要以煤電為主力電源國家——韓國、澳大利亞、希臘、印度、南非、德國——2015年煤電機組平均利用小時數分別為7033、5994、5848、5694、5694、4999小時，明顯高于我國機組利用水平（4361小時），上述國家煤電機組利用小時數的平均值為5877小時，我國煤電機組的利用小時數僅為該水平的74%。煤電行業虧損局面短期內仍然難以改觀：中電聯報告顯示2018年火電企業虧損面超過50%，五大發電集團全年火電板塊虧損額在140億元左右；近期更是多家火電企業發布子公司破產清算公告，顯示這些電廠嚴重資不抵債，資產負債率高達150%-300%，遠超國資委資產負債率監管紅線比率；2019年政府工作報告中提出“一般工商業平均電價再降低10%”的工作任務，預期短期內上調標桿上網電價至火電企業扭轉虧損、實現盈利是無法實現的。高煤價與低利用小時下，煤電行業虧損局面仍然難以改觀，如果煤電行業供給側結構性改革不能保持定力，因為非常態負荷增長缺電而放寬停緩建政策、新核煤電項目上馬，煤電資產過剩和企業虧損的局面勢必會進一步惡化。
存量煤電機組壽命管理與升級改造，既能緩解尖峰負荷電力缺口又能減少新建煤電投資與存量煤電資產擱淺。受電力系統特性制約，煤電機組除常規供電外，還承擔系統調峰、電源備用、無功平衡等作用，對于存量性能良好煤電機組加以改造和壽命管理，仍可在一定時間內保留作為電力系統正常運行的有效補充。如北京的華能高碑店電廠，目前仍作為北京市內應急電源，并未實施真正關停；原北京第二熱電廠也作為電網無功電源使用多年后才真正退役。我國存量燃煤電廠設備技術水平較高，多為亞臨界電廠、超臨界電廠和超超臨界電廠且服役時間相對較短。若不是進行“一刀切”式的關停小機組，而是通過將具有良好性能的機組升級改造向調峰調頻轉型。這樣既避免了新建煤電機組的大量投資，也充分挖掘了存量煤電機組為新能源“讓路”和為短期負荷激增“保供”的價值潛力。
目前出現短期“缺電力、富電量”狀態，是極端氣象因素作用下的非常態負荷增長現象。為滿足短時間的非常態負荷造成的“短缺電”而新建耗資數十億的燃煤電廠是否是最合適的選擇？局部地區短時間季節性、結構性電力缺口對全社會用電的影響是否需要通過全面放開煤電停緩建限制？尖峰負荷不足究竟通過何種方式解決對煤電管制政策方向與煤電機組定位有重要影響，仍需要主管部門通過比較負荷缺口的解決方案，來強化判斷如何才能實現資源最優最有效利用。
本文從電力規劃與技術經濟的角度，結合screening curve理論，假設電力缺口為30萬千瓦，選擇幾種具有代表性的方案，對全年不同時長電力負荷缺口進行分析。電力負荷缺口補足代表性的方案分為三部分介紹：一為機組類，包括新增煤電機組、新增燃氣機組、延壽煤電機組三種類型；二為需求響應；三為儲能設備。
1.機組類
選取典型的30萬千瓦新建氣電、新建煤電和延壽煤電機組的發電成本進行分析。其中延壽煤電機組的改造費用（單位造價）暫設定為機組原單位造價的10%，其他參數按照行業情況和具體數據設定，具體參數設定如表1所示：
表1：不同機組的參數設定
2.需求響應
需求側響應作為供需互動的重要手段有助于實現發電側和需求側資源的協調優化，與“節能環保”“綠色低碳”“提高效率效益”的發展要求高度契合。2017年9月《電力需求側管理辦法（修訂版）》發布，其中明確要求要“逐步形成占年度最大用電負荷3%左右的需求側機動調峰能力”。2018年，我國多地需求響應實踐有了新的進展和突破，激勵性需求響應除去通常使用的約定賠償方式外，競價模式逐步發展，江蘇、山東等地在2018年均采用了競價模式。
圖1: 需求側響應介紹
表2: 2018年前試點城市需求響應
表3：2018年需求響應實行情況
2019年廣東省發布《關于征求廣東省2019年電力需求響應方案（征求意見稿）意見的函》，規定市場化交易電力用戶參與需求響應的服務費價格標準為20元/千瓦·天，非市場化交易電力用戶服務費標準為10元/千瓦·天。
根據各省需求響應實施情況，假設電力用戶參與需求響應的服務費價格標準為18元/千瓦·天，每天出現5小時高峰負荷。
3.發電側儲能
運用儲能系統作為削減尖峰負荷，緩解高峰時段電力壓力的手段，需要綜合考慮儲能系統的放電功率與放電時間。兩者共同決定了儲能系統的容量，其容量進一步決定了儲能的成本。根據電力缺口持續時間不同，儲能系統需要配置不同容量。電化學儲能系統與其他四種方式不同，其可變成本為所儲電量低谷時電費，其年化成本主要為初始投資和運維成本，因此儲能系統的容量對其年化成本其決定性作用。隨著電力缺口持續時間的增長，所需儲能系統容量增長，進而導致screening curve中儲能年化成本的增長。為確保儲能系統提高電力充裕度的能力，設定最小充放電時間為0.5小時，且電力缺口時長在0-180h之間儲能系統容量沒有變化，等同于其他策略的初始投資；當電力缺口時長超過180小時時，增加儲能系統容量。具體有關儲能成本計算與設定表4所示：
表4：發電側儲能成本技術參數設定表
年化成本主要包括兩項：年化初始投資和固定運維費用，根據模型運算顯示結果如圖2所示：
圖2: 負荷缺口補足不同方案的年化成本
由圖2可知，隨著負荷缺口時長的增長，經濟最優選擇由需求響應轉變為發電側儲能，最后轉變為延壽煤電。在短時間電力缺口時，需求響應作為最靈活的方式，在圖中截距為零，即初始成本為零；其次為儲能、延壽煤電機組、新建氣電機組、新建煤電機組。延壽煤電機組是經舊煤電機組改造而來，其初始成本一定低于新建煤電機組，雖然延壽煤電的運行維護費用大于新建煤電，但運行維護費用占比較小。因此，在screening curve模型中，延壽煤電年化成本曲線近乎與新建煤電平行，與新建煤電曲線向下平移類似，即在任何時長下，延壽煤電機組均比新建煤電機組更經濟。
結論：保持煤電調控定力，充分發揮存量煤電機組系統價值，實現煤電高質量發展
尖峰負荷缺口通過放松煤電管制解決并不是最優的選擇，而應通過科學安排電力系統運行方式，加強跨省區電力互濟，優化調峰電站運行管理，發揮市場機制引
