中国煤电过剩规模量化及去产能路径

袁家海,张文华(华北电力大学经济与管理学院,北京 102206)

Energy of China - - CONTENTS -

摘要:中国煤电过剩问题日益受到各方关注。本文围绕煤电过剩的衡量标准、过剩规模的量化和去产能路径设计等问题展开研究。首先,运用分省电力电量平衡模型测算了各省的实际备用率和合理年利用小时数,通过实际备用率与合理备用率的对比以及实际年利用小时数和合理年利用小时数的对比来体现“是否过剩”的问题,并在各省合理备用率的条件下匡算了各省合理的装机容量,在与实际装机规模的对比中得出过剩规模。进而,展望了 2020 年煤电过剩情景。本文对在役和在建机组进行分类统计后,分析了煤电去产能的调控路径并对此提出若干政策建议。

关键词:煤电过剩;去产能路径;中国中图分类号:F426 文献标识码:A 文章编号:1003-2355-(2017)08-0014-07 Doi: 10.3969/j.issn.1003-2355.2017.08.004

Abstract: Overcapacity of coal power in China has been a tricky question and is increasingly being the focus of recent energy policy. This study is conducted around issues including the indicators for measuring overcapacity, the quantification of overcapacity and the pathway of de-capacity. First, we employs province-based energy and power balance model to calculate the actual reserve margins and reasonable annual utilization hours of each provincial power system and compares the differences between reasonable and actual reserve margins and utilization hours. Furthermore, with estimated reasonable reserve margins, we calculate the reasonable capacity of coal power in each province. Compared with actual coal power capacity, we have estimated the excess scale coal power. Second, after evaluating the excess scale of the coal power in 2015, we have predicted the scenario in 2020. Finally, we have designed the pathway of de-capacity policy with a detailed representation of existing fleet and new projects under construction.

Key words: Overcapacity of Coal Power; De-capacity Path; China

1 研究背景

自 2014 年 11月煤电项目审批权由中央政府向省级政府下放以来,煤电投资增长迅速。统计数据显示,2015年全国新核准煤电项目超过1.5 亿 kW,新增煤电装机达到 5907 万 kW。2016 年在国家能源局多次发文控制煤电建设速度的情况下,净增容量仍然高达 4753 万 kW。然而在装机飞速增长的背后,是逐年下降的机组利用率。2015 年全国火电平均年利用小时数仅 4364h,为 1969 年以

来的年度最低值(中电联, 2016),2016 年更是降至 4165h,预计 2017 年将进一步下降至 4000h左右。

2016 年 4 月以来,一系列煤电调控文件下发。2016 年 10月,国家发展和改革委员会、国家能源局发文要求“冻结 ”1.1 亿 kW 在建煤电项目; 2016 年 11 月发布的《电力发展“十三五”规划》提出了“煤电装机规模力争控制在 11 亿 kW 以内,并取消或推迟煤电建设项目 1.5 亿 kW 以上 ”的煤

收稿日期:2017-06-06作者简介:袁家海(1979-),安徽肥东人,教授,长期从事电力经济与发展政策研究工作。

电发展规划;随后,国家发展和改革委员会、国家能源局明确了一份推迟至“十四五”期间建设的煤电项目清单(涉及项目规模约 1.20 亿 kW)。

国家下发了一系列的煤电调控文件,旨在进一步调控煤电的非理性发展。因此,煤电到底过剩多少以及去产能的路径等问题值得深入研究。

2 煤电产能过剩现状评估 2.1 评价指标如何判别煤电是否过剩以及过剩规模大小是制定去产能政策的基础。本文参考国外先进电力市场的相关经验,结合实际情况,选取系统备用率、合理煤电装机容量、合理年利用小时数作为评价指标,客观评估各省及全国煤电过剩情况。(1)系统备用率系统备用率是电力系统在设备检修、事故、调频等情况下仍能保证电力需求而需要增设的设备容量占总容量的比例。根据 Johannes P. Pfeifenberger 等人(2013 )发表的论文,美国电力市场在一定的损失负荷标准下,一般将系统的合理备用率设定为15%。本文以此作为参考,将各省计算所得的实际备用率与该合理备用率进行比较来评价煤电过剩情况。各省级电力系统实际备

用率计算如( 1 ):

Pi× + Pin - Pout - Pmax

RM= i (i=1,2...7 )

Pmax

(1)

其中,

RM—系统实际备用率(reserve margins); Pi —各类电源装机容量( i 取 1,2…… 7,分别代表煤电、气电、水电、风电、光伏、核电及其他 );

ai—各类电源的资源贡献因子;

Pin、Pout —分别代表跨省电力交换中等效输入、输出容量(输电通道利用小时数统一假定为4000h);

Pmax—各省统调口径最大用电负荷。其中各类电源资源贡献因子设定参考 Fredrich Kahrl(2016)发表的论文,如表 1 所示。

(2)合理煤电装机容量合理煤电装机容量是为满足系统可靠性、考虑可再生能源并网与跨省电力电量平衡的情况下,使系统保持在合理备用率时所对应的煤电装机容量。通过与各省实际煤电规模进行对比,可以直观判断各省煤电过剩情况,计算如式(2):

RC=P ×15% + Pmax - Pin + Pout -∑ Pi×αi(i=2,3...7) max

(2)

其中,

RC -合理煤电装机容量;

15% -系统合理备用率;

Pi -各类电源装机容量;

αi -各类电源的贡献因子;

Pin、Poutü分别代表跨省电力交换中等效输入、输出容量;

Pmaxü各省系统最大用电负荷。(3)合理煤电利用小时数煤电机组年利用小时数是反映装机过剩程度的重要判据之一。一般而言,年利用 5500h 往往是煤电机组规划时的基准线,如果年利用小时数低于 5000h 则可认为存在装机过剩情况。在各省实际用电需求的基础上,采用电量平衡模型匡算煤电电量,进而计算合理煤电利用小时数,如式(3): E -∑ Pi×ui - Ein + Eout

RH= (i=1,2,3...7) RC

(3)

其中,

RH—合理煤电利用小时数; E—各省用电量; Pi—各类电源装机容量; ui —各类电源的利用小时数(其中 2015年的计算采用实际利用小时数,2020 年的计算采用预测值和可再生资源区理论利用小时数); Ein、Eout—分别代表跨省输入、输出电量;

RC—本文算出的合理煤电装机容量。当根据资源充裕度指标确定的某省级电网合理煤电装机容量所对应的合理利用小时数过高(超过 8000h)时,说明此时电量平衡成为主要约束,

综合考虑实际利用水平和电量平衡保障能力对合理煤电规模进行修正,合理煤电利用小时数上限为 6700h。

2.2 2015 年估算结果

通过中电联公布的 2015 年电力工业数据,测算各省系统实际备用率,结果见表2。同时,通过式(2 )可计算得到各省 2015 年合理煤电装机规模,再与各省实际煤电装机容量进行对比,得到各省量化的煤电过剩规模如表 2。

由计算结果可知,全国各省市区除北京、上海、四川、重庆和湖北电力系统保持合理备用率外,其余省份系统备用率均超过各自的合理水平。具体来看,各省冗余程度各有不同,南方省份冗余程度相对较轻,且大部分省份备用率在30% 以下(广东、海南除外)。北方省份冗余程度较为严重,新疆、山西、陕西、宁夏备用率分别达到41%、71%、27% 和51%,可再生能源大省区内蒙古与吉林的备用率更是高达 100% 以上。全国平均系统备用率则达到 32%,高出合理备用的 1 倍以上,说明我国电力系统存在严重的装机过剩问题。

同样,对于过剩规模而言,由计算结果可知,全国仅北京、上海、四川三省市不存在煤电过剩问题,其余各省市区均存在不同程度的过剩问题。具体来看,除江苏、福建、湖北、湖南、重庆、贵州、云南和海南 8省市煤电过剩规模在 100 万kW以下,过剩程度相对轻微以外,全国其他省份均存在较为严重的煤电过剩问题。总体来看,全国 2015 年煤电过剩规模合计达 1.65 亿 kW。

基于合理煤电装机规模计算得到的各省 2015年合理煤电利用小时数也反映了同样问题。从计算结果来看,绝大部分省份煤电的利用小时数都未达到合理水平。具体来看,山西、吉林、黑龙江、浙江、福建、河南、广东、甘肃等省份尤为严重,实际年利用小时数与合理年利用小时数相距较大。需要注意的是,对于东北、西北、内蒙古等可再生能源渗透率较高的省区,在进行计算时已充分考虑可再生能源装机并网时的额外系统备用需求,即使在这样的条件下,各省煤电利用率还是未能达到合理水平。全国来看,2015 年煤电合理利用小时数为 5000h,而火电实际利用小时数仅 4364h,对应的煤电利用小时不足 4500h,煤电过剩凸显。

3 “十三五”时期煤电过剩情景展望

3.1 各省份“十三五 ”电力发展情景

为了测算 2020 年的煤电过剩规模,首先对未来各省电力发展情景进行合理预测。(1)用电需求及负荷增长本文基于国家主管部门和行业判断对各省份“十三五”期间用电量增速进行预测。本文预测的“十三五”期间全国用电量年均增速为 4.2%,对应的 2020 年全社会用电量为 7 万亿 kWh,与电力发展“十三五”时期规划中全社会用电量年均增长3.6%~4.8% 的中高档预期吻合。但在“十三五”

期间,考虑到 2016 年全国全社会用电量的增速为 5%,本文进一步对 5% 增速下的过剩情景进行说明。

(2)电源装机增长对于煤电的增长而言,由于目前只有部分省份公开发布了“十三五 ”时期电力规划。因此本文优先考虑极端情景,即假设各省份当前在建煤电全部在 2020 年前建成投产,来衡量届时煤电过剩规模的上限。

对于其他类型电源的增长情景,总体满足“十三五”时期电力发展规划中设定的装机目标,对于已发布规划的省份,按照其规划目标进行设定,对于未发布规划的省份,根据全国总体目标分解及各省实际情况进行设定。

(3)跨区输电增长

“十三五”期间新增跨区输电能力主要是多条特高压输电线路的建成投产,本文在 2015 年跨省输电数据的基础上考虑“十三五”期间特高压投产情况。假设新增特高压线路的输电能力为设计能力的50%,特高压直流均按点对点输电,交流终端输入省份接受输送电力的50%,沿途其他落点省份平均分配剩余电力。

3.2 各省份“十三五 ”时期煤电过剩评估通过本文所述的假设,测算各省份 2020 年量化的煤电过剩规模如表 3。

由计算结果可知,浙江省由于无新建煤电,因此过剩情况有所缓解;福建省则是因为自身煤电建设与用电需求增长匹配程度较好,因此到2020 年煤电无过剩情况。反观之,过剩规模达1000 万 kW的省份由 2015 年的 5个增加到11个,过剩形势依然严峻。总体来看,若当前在建煤电项目“十三五”期间全部建成投产,则 2020 年我国煤电过剩规模合计将达2.4 亿 kW ,比 2015 年增加7500 万 kW。即便在更快的需求增速( 5% )情景下,2020 年煤电过剩规模仍高达 2.1 亿 kW。

4 煤电产能调控路径分析

4.1 现役机组调控分析

通过整合 Endcoal 和 Greenpeace(2017)两个国际组织的煤电机组数据库发现,截至到2016 年底,我国在役煤电机组装机容量总量约为9.37 亿 kW,这与中电联 2017 年初公布的 2016 年数据基本吻合。对于在役机组的调控而言,现阶段可以采用关停小机组、战略封存以及灵活性改造作为主要思路。

截至 2016 年底,我国单机容量在20 万 kW及以下的小机组 1.06 亿 kW ,其中已知机组具体信息且运行时间超过 20 年的装机容量合计为2149.8 万 kW ,无法确定运行时间的装机规模2817 万 kW ;装机容量在 20~30 万 kW (不含30 万 kW )的机组 1852 万 kW ,其中已知机组具体信息且运行时间超过20 年的装机容量合计为 1159 万kW,无法确定运行时间的装机规模为243 万 kW。可见,若以单机 20 万 kW 以下、运行时间超过 20 年的小机组作为关停淘汰对象,仅已知机组具体信息且运行时间超过20 年的小机

组即可满足“十三五”时期电力规划提出的“淘汰 2000 万 kW落后产能”目标。如果需要进一步发掘关停空间,若无法确定运行时间机组中服役超过 20年机组容量占比与已知信息机组比例相同,那么单机小于 20 万 kW的机组中运行时间超过20 年的机组规模可达 2932.6 万 kW ,单机 20~30 万 kW级机组服役时间超过20年的规模可达 1311 万 kW。在此假设条件下,对单机低于30 万 kW、运行20年以上的小机组全部采取关停措施,则调控空间将上升至 4243.6 万 kW。

2020 年风电及光伏发电渗透率高于 25% 的有

9个省份,而其中煤电过剩严重的有山西、内蒙古、吉林、黑龙江和宁夏,分别过剩 3100 万 kW、1594 万 kW、1279 万 kW、1151 万 kW 和 1229万 kW ,合计过剩 8353 万 kW。若把这些过剩机组中的 15%进行封存作为系统备用和灵活性调节资源,则可化解过剩产能 1253 万 kW。进一步扩大封存规模,若在风电及光伏发电渗透率高于15% 的 13 个省份采取封存措施,封存过剩机组的15%,则封存空间可上升至 1671.6 万 kW。

灵活性改造虽不能削减存量规模,但是对于化解煤电过剩产能、提升系统灵活性、保障可再生能源并网有积极作用。“十三五”时期电力发展规划中明确了热电联产机组和常规煤电灵活性改造规模要分别达到 1.33 亿 kW 和 8600 万 kW。

4.2 在建机组调控分析

截至 2017 年 1 月,合规在建项目装机约 1.68亿 kW ,未批先建项目总量约 4263 万 kW ,核准待建项目总量约为 2567 万 kW。各省份在建煤电情况如图 1 所示。

为进一步分析各省份在建项目的具体情况,掌握在建项目已经投入的资金成本,本文对核准建设的 1.68 亿 kW在建装机进行系统分析。由于不掌握各项目的确切进度和投入信息,基于典型 项目的建设方案调研信息,作如下假设:

(1 )本文以 2017 年年底为时间节点考察在建项目状态。

(2)30 万 kW项目的典型工期为 22+2 个月, 60 万 kW及以上项目的典型工期为 24+2 个月。将全部工程建设期划分为3 个阶段,前 6 个月为主体土建、第 7~18 月为主体设备安装、第 19~22 (24 )月为辅助设备安装及测试;根据典型项目的调研信息,三个阶段的投资比例分别为44%, 35% 及 21%。

(3)在建工程从取得全部核准手续到开工前的准备时间为 6 个月。

( 4 ) 30 万 kW、35 万 kW、60 万 kW、66 万kW 以及 100 万 kW机组的单位造价分别为 4300元 /kW、3800 元 /kW、3600 元 /kW、3550 元 / kW 以及 3500 元 /kW。

(5)无建设信息的项目各建设阶段的状态分布与有建设信息的项目状态分布相同。

基于以上假设,通过测算可得,处在主体安装阶段的装机容量约为 4047.3 万 kW,累计投资1160.6 亿元;处在辅助设备安装及调试阶段的装机容量约为 6437.7 万 kW ,累计投资 2316.4 亿元。另有重庆、广西、湖南等8 省在建机组信息全部无法获知,规模为 1696.9 万 kW。

对在建机组的调控,需要统筹考虑调控成本。本文测算了典型机组处在不同建设阶段停缓建的沉没投资成本与建成之后的搁浅成本,以寻找成本均衡点,对比结果如表 4。

通过对比可以发现,对于相同容量等级的机组,存量机组资产搁浅产生的损失往往要远远大于新建项目的投入金额。而越在项目建设早期撤销在建项目,所产生的沉没损失越低。由此可见,在我国煤电机组普遍较新的情况下,新建机组建成导致的老机组搁浅损失要远远高于关停在建项目的沉没损失。

4.3 调控路径通过关停、封存部分现役机组,取消在建违

规项目和撤销核准未建项目,可将 2020 年煤电装机规模控制在 11 亿 kW 的规划目标以内。若采取进一步措施调控部分核准在建项目,则有可能将 2020 年煤电装机规模控制在10 亿 kW 左右。据此,本文提出两条调控路径,基准路径是守住11 亿 kW的底线,而政策路径是力争达到更低的装机规模。具体调控路径见表 5。

由表 5 可知,在 11 亿 kW的煤电规划目标约束下,通过关停、封存、取消等措施,可以将2020 年煤电装机规模控制在 10.7 亿 kW 左右;若进一步加大调控力度,为“十四五”期间及其往后电源结构优化预置更大的空间,则通过取消(推迟)部分在建项目,可将 2020 年煤电装机规模控制在 10 亿 kW 左右。

5 结论与政策建议

分析表明, 2015 年全国平均电力系统备用率达到 32% ,高出合理备用水平( 15% 左右)的一倍以上; 2015 年全国煤电装机9 亿 kW ,满足电力电量平衡的合理规模为 7.35 亿 kW,过剩规模达到 1.65 亿 kW ;全国煤电合理年利用小时数应为 5000h,实际利用小时数因煤电装机过剩而被显著影响。总体来说,当前我国煤电行业存在严重的产能过剩问题,各省份过剩情况差异较大。截至 2017 年 1月,我国煤电合规在建项目1.68 亿 kW ,未批先建项目约 4263 万 kW ,获批待建项目约 2567 万 kW。若上述项目“十三五”期间全部建成投产, 2020 年煤电总装机将超过11.7 亿 kW,届时全国电力系统平均备用率将高达 52%,煤电过剩规模可能达到 2.4 亿 kW,过剩局面进一步加剧。为了有效化解煤电过剩产能,需要对现役机组和在建机组分类调控。

(1 )以守住 11 亿 kW煤电装机为底线目标,力争将 2020 年实际煤电装机控制在 10 亿 kW 左右为政策目标,尽快出台煤电去产能政策。

(2 )对于现役机组,严格执行机组正常退役政策。根据能效、环保、安全、水耗等综合标准对临近退役现役机组实施调控;对过剩严重又有可再生能源并网保障需求地区的服役不足 20 年的部分 30 万 kW机组,实施战略封存,作为电网备用和灵活性调节电源。加快推进煤电灵活性改造,挖掘纯凝机组深度调峰能力,热电机组在供热季实现“热电解耦”运行;在三北地区对部分运行时间超过 25年的现役热电机组按照“以热定电 ”原则用背压式机组替换抽凝式机组。对提前退役和减量置换机组,建议继续推行“十一五”时期以来关停小火电的财政补贴政策,设立专项资金用于关停容量补贴及员工安置。

(3 )由于我国在役煤电机组普遍运行年限在10年以内而在建项目规模过大,在建项目投运后由于不产生系统价值将注定成为沉没资产,因此去产能的重点应落在新建项目上。首先,停止核准任何新建煤电项目;第二,尽快开展摸底工作,系统掌握在建项目的投资、进度信息;第三,除了预计于 2017 年底投运的项目以外,暂时冻结全部在建项目,叫停全部未批先建项目;第四,对在建项目以“能停则停、不能停则缓”原则实施最严格调控,综合平衡经济损失,严控新建煤电机组投产。

(4)尽快开展“十三五 ”时期电力规划中期评估,研究新常态电力需求增长的新态势,以可再生能源优先、电源结构系统优化等原则合理调低煤电装机目标。尽快制定《能源生产和消费革命(2016-2030 )》远景规划的实施方案,明确煤电中长期定位和其在电力系统中承担角色调整的转变路径。

(5 )加快推进电力市场化改革。抑制不合理的煤电投资举动,重塑电源投资新机制,根本的出路是用准确的价格信号去引导资源配置。因此,应尽早推进现货市场特别是跨区现货市场试点;研究出台跨区电力电量交易与优化配置规则,做好电力过剩环境下的跨区资源优化配置工作。在现货市场真正发挥资源配置作用之前,抓紧总结

东北辅助服务市场试点的经验,尽快在全国推广辅助服务市场。辅助服务市场化,一方面可以发掘系统运行灵活性,保障可再生能源并网的灵活性;另一方面,可从利益机制上促进煤电由电量型向电力型电源转型,可为煤电灵活性改造和战略备用型机组创造市场环境。

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