中國儲能網(wǎng)訊：本次拉閘限電受供需兩側影響，但主要原因在于供給側
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致供給增長相對不足
1～9月全社會用電量累計61651億千瓦時，同比增長12.9%，比2020年提高了11.6個百分點。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，但疫情導致近兩年用電負荷波動較大。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致供給增長相對不足，2021年1～8月我國電源裝機同比增長9.5%，但是火電、核電、水電等穩(wěn)定供應電源裝機同比增長2.1%，低于近幾年數(shù)據(jù)，在風光出力受阻情況下，電力保障存在較大壓力（見圖1、圖2、圖3）。
電力設備利用創(chuàng)近三年新高，但遠低于“十二五”水平，設備利用不充分是導致拉閘限電主要原因
從整體看，1～8月發(fā)電設備利用小時達到近三年新高，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）。
設備利用不充分主要是由水電、火電設備利用不充分導致，特別是作為供電主體的煤電
從各發(fā)電類型看，核電、風電利用小時均創(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，達到5219小時，充分發(fā)揮了基荷保障作用。風電利用小時在2021年前8個月達到1500小時，連續(xù)幾年保持增長，風電利用率持續(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，加之國內用能需求猛增，地方政府能耗雙控壓力較大，煤炭供應不足，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。因為煤炭價格地區(qū)差異較大，各地燃煤上網(wǎng)電價也與煤炭資源稟賦和運輸成本關系較大。就東部沿海省份而言，煤電上網(wǎng)基準價在0.4～0.45元/千瓦時之間，當前平均不含稅上網(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，人工及運維0.05元/千瓦時，財務費用0.02元/千瓦時，管理費用0.01元/千瓦時，測算燃料成本、煤炭價格與企業(yè)盈虧的關系：一是如果燃料成本超過0.26元/千瓦時（含稅），對應5500大卡動力煤入爐價格680元/噸，預計多數(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5500大卡動力煤入爐價格864元/噸，預計多數(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，在我國電網(wǎng)強制性考核機制下，一些電廠被迫報非停避免損失或者因為沒錢買煤而停產。此外，我國電力現(xiàn)貨仍處于試點階段，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整，電價往下游傳導有限（見圖8、圖9）。
四季度煤炭供應加碼，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，國務院常務會議明確要求，保障能源安全、保障產業(yè)鏈供應鏈穩(wěn)定是“六?！钡闹匾獌热荨Ｗ龊糜行蛴秒姽芾?，糾正有的地方“一刀切”停產限產或“運動式”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。
一是在煤炭供應上，釋放煤炭產能。9月底以來允許153座煤礦核增產能2.2億噸/年，相關煤礦已陸續(xù)按核定產能生產，四季度可增產5000萬噸以上。將具備安全生產條件的38座建設煤礦列入應急保供煤礦，允許階段性釋放產能，合計產能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/年以上產能穩(wěn)定釋放。10月19日國家發(fā)改委在煤電油氣運重點企業(yè)保供穩(wěn)價座談會上指出，10月18日的日產量已超過1160萬噸，創(chuàng)今年新高，力爭煤礦日產量達到1200萬噸以上。據(jù)國家統(tǒng)計局，9月國內生產原煤3.3億噸，日均產量1113萬噸，第四季度可增產5500萬噸，即日均增產60萬噸，達到1173萬噸，在產能有效釋放的情況下，10～12月月產量3.5億噸～3.6億噸，疊加月進口量0.3億噸，不考慮38座新增應急保供煤礦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)電電量全部進入電力市場。在保持居民、農業(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)用戶都進入市場，取消工商業(yè)目錄銷售電價。保持居民、農業(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)和信息化廳關于進一步調整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%的原則進行結算，對于高耗能行業(yè)用戶，按照上浮50%進行結算。煤電價格改革機制加速落地，有助于緩解煤電緊張壓力。
綜合以上分析，筆者認為，從裝機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。在需求側，2021年出口快速增長導致用電負荷快速增長，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，設備利用不充分或是導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?！睂е旅弘娞潛p嚴重，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)揮基礎作用
根據(jù)國際能源署研究，當可再生能源滲透率超過15%，電力系統(tǒng)靈活性運行成為首要關鍵問題，當超過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、內蒙古、甘肅、山西、北京等地均已超過15%，隨著可再生能源進入更快速發(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。風電仍處于技術降本階段，2025年陸上高、中、低風速地區(qū)的度電成本將分別降至0.1元、0.2元和0.3元，近海和深遠海風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。但新能源出力與用電負荷曲線匹配度較低，甚至在某些時段完全相反，風電在負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)實際運行情況，最大負荷時刻新能源出力可能低至裝機的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)機組兜底保障（見表）。
隨著全球溫室氣體導致的極端天氣頻發(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年最大用電負荷18.2億千瓦。正常下風光能夠得到有效利用，光伏、風電裝機均為6.5億千瓦，最大出力按60%計算，最小出力風電按15%容量承擔基荷，光伏為0。則在風電最小出力且出現(xiàn)最大負荷的極端情況下，則煤電需提供出力6.45億千瓦，以煤電10.5億千瓦計算，煤電負荷率為61.4%。相反，當風光出力達峰且出現(xiàn)最小負荷的極端情況下，風光出力7.8億千瓦，綜合考慮抽水蓄能、新型儲能及需求側響應，煤電需提供出力2.1億千瓦，以煤電10.5億千瓦計算，煤電負荷率為20%。煤電由電量基礎向靈活性資源轉變，這也是《關于完整準確全面貫徹新發(fā)展理念做好碳達峰碳中和工作的意見》提出的加快現(xiàn)役煤電機組節(jié)能升級和靈活性改造，加快形成以儲能和調峰能力為基礎支撐的新增電力裝機發(fā)展機制所要求的（見圖12）。
水電方面，我國水電裝機容量3.7億千瓦，其中抽水蓄能0.3億千瓦，水電（含抽蓄）是較為理想的調峰調頻電源，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年我國抽水蓄能達到0.6億千瓦，2030年投產規(guī)模達到1.2億千瓦。目前我國已出臺抽水蓄能兩部制電價政策，抽水蓄能已具備經濟性，預計“十四五”“十五五”抽水蓄能裝機目標將大概率完成。
氣電方面，氣電應側重啟停調峰機組建設，而不是熱電聯(lián)產機組建設。燃機聯(lián)合循環(huán)以熱定電，熱電比較低，調節(jié)性能較差。單循環(huán)燃氣輪機啟動時間最短，從啟動到額定負荷一般不到20分鐘，優(yōu)勢明顯，從機組運行安全性角度考慮，單循環(huán)燃氣輪機從空負荷到滿負荷均能穩(wěn)定運行，可調比例為100%，高于燃氣蒸汽聯(lián)合循環(huán)最小穩(wěn)態(tài)負荷（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口，天然氣應更多定位為工業(yè)燃料、化工原料和城市燃氣。
儲能方面，除抽水蓄能外，儲熱技術已處于規(guī)模化應用階段，電化學儲能處于規(guī)模化應用前期，其余的大部分均處于示范階段和商業(yè)化初期。目前我國電化學儲能發(fā)展迅速，2020年裝機增長了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)務大部分為跨界企業(yè)，基本采取主營業(yè)務為主、儲能業(yè)務為輔的系統(tǒng)發(fā)展模式。規(guī)模儲能電池依托新能源、火電等項目，儲能經濟性與配套項目密切相關，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《關于鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模的通知》將推進多元化儲能技術創(chuàng)新及應用，特別是電化學儲能，加速推進以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)建設。預計2025年新型儲能裝機超過3000萬千瓦，鑒于產業(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)定供應帶來較大影響?！笆奈濉薄笆逦濉逼陂g我國各區(qū)域逐步進入后工業(yè)化社會，全國能源消費逐步進入“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?！笆奈濉薄笆逦濉逼陂g，我國電力供給端出力和需求側負荷雙向波動逐步加大，能源電力供應整體寬松，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)新靈活性技術逐步具備競爭力的過程中，仍需煤電在促進可再生能源消納、提高電力系統(tǒng)靈活性調節(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。
一是加強頂層設計，明確煤電發(fā)展路線圖。從碳達峰、碳中和的角度進一步明確煤炭階段性產量、進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，從降低實體經濟用能成本構建現(xiàn)代經濟體系的角度，從系統(tǒng)建設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償機制，完善電力現(xiàn)貨及輔助服務市場機制。隨著我國可再生能源裝機規(guī)模和發(fā)電量的不斷提高，煤電將向靈活性調節(jié)電源轉型，其利用小時數(shù)將持續(xù)下降，煤電機組投資回收難以達到預期。在可再生能源大省，適當引入發(fā)電容量成本回收機制，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，為了促進電力資源優(yōu)化配置，需要在總結電力現(xiàn)貨市場試點省份建設經驗的基礎上，積極穩(wěn)妥地推進電力現(xiàn)貨市場建設，進一步完善輔助服務分攤機制，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：英大證券有限責任公司。
