作者系華北電力大學經濟與管理學院教授

年電力需求料超此前預期，2020～2030年增速放緩

（一）2018年上半年的高增速不具有可持續性

2018年上半年全社會用電量大增9.4%，遠超2013年以來的用電增速。這引發了政府和行業對“十三五”后期電力供需形勢，特別是煤電供給側改革政策走向的關注。

根據國網能源研究院的分析，上半年用電快速增長主要是經濟持續穩中向好、電能替代力度加大以及氣候氣溫等多重因素疊加的結果，盡管全社會用電量增速高達9.4%，但經濟增長因素只拉動了4.4個百分點，更多的貢獻來自電能替代和溫度負荷。消費升級是居民電力需求增長的內因。居民用電在新增電量中的占比在2018年一季度達到了歷年同期較高水平的28%，成為拉動全社會用電需求的重要因素之一。上半年居民生活用電量同比增長13.2%。支撐居民用電高增速的首先是消費升級帶來的電器產品滲透率提升。極端天氣因素是促發居民用電、第三產業用電增長的重要外因。2017年夏季異常炎熱，氣溫為歷史第二高，降溫電量同比增長29%，氣溫因素貢獻迎峰度夏期間電量增長的54%；2017冬季“電采暖”快速增長，采暖電量同比增長63%，氣溫因素貢獻冬季電量增長的40%。而2018年夏天則再創歷史最熱新高。從2014年《能源發展戰略行動計劃》發布開始，國務院提出通過能源替代的方式，加快對高污染的散煤進行替代淘汰。隨后多個部委將電能替代具體落實到生產、交通、居民取暖等各個領域。2016年，在《電力發展“十三五”規劃》中正式明確了2020年前實現4500億千瓦時電能替代電量、電氣化率達到27%的總體目標。2016、2017年每年新增電能替代電量逐步增長到1152億千瓦時和1286億千瓦時，貢獻全社會用電量增速約2個百分點；2018年上半年，電能替代對全社會用電9.4%增速的貢獻為2.2個百分點。上述分析說明，經濟新常態下電力消費增長進入中高速區間的基本判斷并沒有錯，2018年上半年的高增速是偶發因素（溫度異常）疊加短期政策因素（環保治理、電能替代）所致，不具備可持續性。

（二）新舊動能轉化膠著，環保治理、電能替代、供給側改革等因素疊加，經濟增長與電力消費增長關系復雜化

進入“十三五”以來，我國積極推進產業結構調整，新舊動能轉化成為保持經濟增長的關鍵。2017年第二產業、第三產業對全社會用電增長的貢獻率分別為60%和21.8%。到2018年上半年，盡管第二產業用電強勁增長，其貢獻率已下降至56.5%，而第三產業對全社會用電增長的貢獻率提升至23.4%，其中信息傳輸、軟件技術等服務業用電同比增長25.5%，帶動新興產業合計用電同比增長12.4%，比去年同期提高2.2個百分點。以交通運輸、電氣、電子設備制造業，通用及專業設備制造業，交通運輸業，電信和其他信息傳輸服務業為代表的新經濟用電勢頭迅猛，二產中的新興制造業和第三產業是我國未來經濟發展的主要驅動力，同時占全社會用電量的比重不斷提高。

我國第二產業用電占比在70%左右，而以四大高耗能行業為代表的舊動能占二產用電比例達到40%，多年來全社會電力需求增速走勢很大程度上取決于高耗能行業用電增速。2018年1~6月份，化學原料制品、非金屬礦物制品、黑色金屬冶煉和有色金屬冶煉四大高載能行業用電量合計9205億千瓦時，同比增長5.1%；合計用電量占全社會用電量的比重為28.5%，對全社會用電量增長的貢獻率為15.9%。其中，黑色金屬冶煉行業用電量2614億千瓦時，用電量增長最為明顯，同比增長11.4%；其他高耗能行業用電量均有所增長，化工行業用電量2187億千瓦時，同比增長2.7%，非金屬礦物制品用電量1598億千瓦時，同比增長6.1%；有色金屬冶煉行業2806億千瓦時，同比增長1.0%。這說明，在新動能培育的同時，舊動能仍于高位徘徊或尚未真正退出，且不同行業間分化明顯。

2018年是大氣三年攻堅計劃的第一年。隨著環保標準的日益嚴格，環保設施運行、錯峰生產、新舊產能轉換等，都會抬高期電力需求基數。另外，短期來看，重點行業的供給側改革措施也會提升用電需求。以鋼鐵行業為例，2018年1～6月粗鋼產量為4.51億噸，同比增長6%，但生鐵產量同比增長0.5%。生鐵與粗鋼產量之間的缺口擴大，主要原因是去年6月30日清除“地條鋼”之后，市場需求基本平穩的情況下優質產能填補了“地條鋼”取締后的市場空間，廢鋼利用規模大幅增加，進入正規生產流通體系后納入了統計報表。

最后，應密切關注地方電改實際政策對高耗能行業的影響。2018年上半年市場化交易電量7912億千瓦時，占售電量比重首次超過30%。7月18日，國家發展改革委、國家能源局聯合出臺《關于積極推進電力市場化交易進一步完善交易機制的通知》，要求2018年選擇煤炭、鋼鐵、有色、建材等部分重點行業電力用戶，率先全面放開發用電計劃。以2017年為例，市場化程度較高的地區是蒙西、云南、貴州，分別達到68.5%、65.7%和54.0%。而高耗能行業是市場化交易主體，電價普遍下降6～8分/千瓦時，由此可推斷電改紅利降低生產成本也是價格敏感度的高耗能行業保持穩定甚至增產的重要因素。

因此，高耗能行業雖已進入峰值期，但受基礎設施和房地產投資拉動影響，加上供給側改革出清帶來的效益改善和電改釋放的降本紅利，一定時期內部分行業還有產量上升的勢頭；疊加環保治理、重點區域控煤因素，高耗能行業用電也有增長空間。

（三）2020年電力需求超此前預期，大概率達7.5萬億千瓦時

預計2018年下半年黑色金屬行業產量增速會小幅下調、用電需求相應降速，化工、建材、有色金屬行業產出水平保持穩定，綜合政策驅動下新興制造業和現代服務業增長勢頭，用電增長勢頭加速，受夏季高溫因素影響下居民生活用電維持高速增長。另外，全年新增約1100億千瓦時的電能替代規模。考慮到2017年下半年的高基數和經濟增長的高不確定性，下半年用電增速將降至4.5%～6.6%，全年用電量增速在6.6%～8%區間，大概率會在8%左右。

2019～2020年的電力消費增速則主要取決于舊動能——即高耗能行業退出的速度和新動能——即二產新興制造業和現代服務業的發展速度，電能替代的用電增長規模可預見；根據日本、韓國等國和北京、上海等發達地區人均GDP跨越1萬美元前后居民生活用電持續快速增長的經驗，生活用電增長將繼續保持高位，但會因天氣因素而波動。特別需要指出的是，當前我國經濟社會發展的內外部環境有變，宏觀經濟下行的壓力巨大，中共中央政治局7月31日召開會議，要求保持經濟平穩健康發展，堅持實施積極的財政政策和穩健的貨幣政策，提高政策的前瞻性、靈活性、有效性。財政政策要在擴大內需和結構調整上發揮更大作用。要把好貨幣供給總閘門，保持流動性合理充裕。要做好穩就業、穩金融、穩外貿、穩外資、穩投資、穩預期工作。加大基礎設施領域補短板的力度；把防范化解金融風險和服務實體經濟更好結合起來；推進改革開放，繼續研究推出一批管用見效的重大改革舉措。今后幾年，必然會增加基礎設施投資，特別是西部地區和農村基礎設施投資；因此鋼鐵、建材等高耗能行業可能會大起大落，影響舊動能發展態勢。在此基礎上，進一步考慮新舊動能轉換和居民用電增長進入快車道等因素，預計2020年全社會用電量會介于7.24萬億到7.54萬億千瓦時之間，高情景比此前“十三五”規劃的電量預測7.2萬億千瓦時加2000億千瓦時還要高出1400億千瓦時。

圖1“十三五”后期用電需求預測

（四）2020～2030年增長將顯著放緩，2030電力需求約10萬億千瓦時

經濟增長從高速增長向高質量增長轉變，未來經濟保持中低速增長將成為常態。2010年以后，我國經濟增速開始放緩，呈現逐年下降趨勢，進入經濟新常態時期。2017年中央經濟工作會議提出，中國經濟要從高速增長向高質量增長轉變。結合國家經濟社會發展戰略來看，預計2016～2020年均經濟增速將保持在6.5%左右，2021～2035年均經濟增速為5.3%左右。綜合來看，2020～2030年間經濟保持中低速增長將成為常態。

隨著傳統高耗能產業逐漸退出，新興行業逐漸穩定成為主要電力消耗增長部門，加之經濟增速減緩，2020～2030年間全社會用電量增速將逐步放緩。通過歷史數據研究發現，在工業化階段，人均用電量隨人均GDP近似線性的快速增長，在后工業化階段，人均用電量隨人均GDP近似線性的慢速增長。隨著2020年以后傳統高耗能產業逐漸退出，新興行業逐漸穩定成為主要電力消耗增長部門，以及我國進入后工業化時期，2020～2030年間人均GDP增速逐漸放緩，人均用電量增速也將隨著人均GDP增速的減緩而放緩。對比美國、韓國、英國、日本等國家工業化時代前后電力需求增長率變化趨勢，結合未來我國宏觀經濟走勢，預計我國2020～2030年間年均用電量增速低于3%，2030年人均用電量將達到6000～7000千瓦時，屆時全社會用電量區間將達到8.6萬億～10萬億千瓦時，大概率會突破9萬億千瓦時。需要指出的是，2020年后盡管用電增速放緩，但隨著工業用電份額降低和三產、居民成為新增負荷主體，電力負荷增長將快于電力需求增長，負荷特性將會進一步惡化，這也會對保障電力安全穩定供應提出新的挑戰。

二、“十三五”后期煤電供給側結構性改革須保持政策定力，11億千瓦煤電裝機保障2020年電力安全無虞

“十三五”期間煤電停緩建不能全面放開，煤電供給側結構性改革政策仍需定力。自2014年中國煤電項目審批權從中央政府下放到地方政府以來，煤電項目迎來井噴式發展。從最直觀的數據來看，火電平均利用小時數由2014年的4739小時大幅滑落到2017年的4289小時，平均利用小時數遠低于5000小時的正常水平（圖2）。煤電項目經過一段時間的野蠻式發展，當前面臨的突出問題還是產能過剩和淘汰落后。為此，國務院在2018年初已經明確要求“30萬千瓦以下不達標煤電機組退出”，這既是空氣質量達標三年攻堅的要求，也是煤電行業自身健康可持續發展必須解決好的供給側改革問題。

圖2 全部機組利用小時數與火電機組利用小時數趨勢圖

可再生能源高速發展，已對煤電造成擠壓之勢。截至2017年底我國非化石能源裝機容量達到6.7億千瓦，占總發電裝機的37.7%，并且2020年非化石能源裝機占比將會提升至43%～47%，可再生能源正滲透替代傳統煤電的電量空間。與此同時，我國棄風棄光率得到明顯改善，棄風棄光率從2015年的15%和12.6%降到12%和6%，預計在2020年可以實現雙5%。隨著可再生能源的裝機容量和利用率的提高，系統對調峰容量的需求也不斷提高。作為最經濟可靠的調峰電源，煤電機組需要提供調峰、靈活性服務來支持可再生能源消納，也需要提供調頻、電壓調節、黑啟動等輔助服務保障電力安全。

隨著煤炭行業去產能和供給側結構性改革不斷推進，煤炭價格也水漲船高，2016年底以來一直高于國家設定的500元/噸至570元/噸的“綠色空間”，而且將長期在高位運行。高煤價和低利用小時數將持續擠壓煤電的盈利空間。另一方面，電力市場化和雙邊交易要求發電降價讓利。2017年10家大型發電集團市場化交易平均電價為0.326元/千瓦時，比標桿電價低0.04元/千瓦時。市場交易電價降低、市場電量規模擴大導致煤電企業虧損并形成惡性循環。中電聯在《中國電力行業年度發展報告2018》指出，煤電長期經營困難甚至虧損，極大地削弱了煤電清潔發展的能力。

煤電在背負著產能過剩、產能替代、可再生能源擠壓、經濟性惡化“四座大山”的同時，部分省份火電裝機限制出現放寬現象。近期的用電增長較為迅猛，是電能替代加速，新動能發軔、舊動能未真正退出所導致的。隨著傳統高耗能逐漸退出，新興行業逐漸穩定成為主要電力消耗增長部門，全社會用電量將逐步放緩。用電增長較快就放寬停緩建政策，會加重煤電產能過剩，導致煤電虧損局面持續惡化。從推動電力行業低碳轉型和能源革命的角度來看，中長期更應該控制煤電規模，調整煤電定位，加快電源結構調整。

三、無論是保障需求、電力安全還是可再生能源消納，2020年后均無新核準新開工煤電項目的必要性

（一）隨著可再生能源快速發展，2020～2030年煤電發電量呈小幅下降趨勢，煤電對新增電量無貢獻

“十三五”期間，我們預計煤電發電量將從2015年的約4萬億千瓦時增長到2020年的4.6萬億千瓦時（對應7.5萬億千瓦時全社會用電量），新增電量約6000億千瓦時，而煤電裝機從2015年的9億千瓦增加到2020年的11億千瓦，煤電利用率最好的狀態也僅是基本保持不變。

為了涵蓋2020～2030年間多種可能的電力需求，基于不同假設，我們構建了高能效、常規和高電氣化情景，對應2030年全社會用電量分別為8.6萬億、9.4萬億和10萬億千瓦時，年最大用電負荷為14.9億、15.7億和16.2億千瓦。若2020～2030年間只續建“十三五”期間停緩建的煤電機組，不再新增煤電項目，達到退役年限的煤電機組正常退役，則2030年在滿足各種約束條件下三種不同需求情景時各類型電源供應能力如圖3。各種情景下2020～2030年間煤電發電量相對于2020年均有不同程度的下降，從電量貢獻而言煤電無新增裝機的必要。

圖3 2015～2030年煤電發電空間分析

（二）從保障電力安全而言，增加煤電裝機來滿足最大負荷是最不可取的選擇

由于負荷增長快于需求增長，2020～2030年電力行業的最大挑戰是如何滿足最大負荷、保障電力安全。我們的研究發現，可通過優化輸電線路、延遲部分機組退役、發揮市場機制、提升需求響應管理水平等措施來應對短期高峰負荷，避免不必要的煤電投資。短時尖峰負荷不足，可通過科學安排電力系統運行方式，加強跨省跨區電力互濟，優化抽水蓄能等調峰電站運行管理，發揮市場機制引導需求響應資源參與削峰錯峰等措施來補充。尤其是在電力市場化改革深入推進，電動汽車快速滲透的背景下，對2030年的電力平衡應該有更加預見性和創新性的解決方案。另外，2030年電力系統最大的挑戰在于未來高可再生能源接入的電力系統中靈活性需求較大，煤電機組還需承擔較重的調峰責任。應該注意的是，排放達標、到達退役年限的煤電小機組是調峰輔助服務的優質資源，具有成本低、啟停調節快的特點。從高效投資的角度來講，延遲退役煤電機組比新建項目更具經濟性。2020～2030年可通過延遲退役部分機組、優化輸電線路、發揮市場機制、提升需求響應能力等措施來彌補這部分電力缺口，無新增煤電的必要性。

（三）從保障電力系統靈活性角度看，高比例可再生能源電力系統與煤電裝機進一步擴張是不可調和的本質矛盾

2020年后，隨著風光可再生能源先后實現發電側平價上網和電力市場平價，我國的電力系統將逐步實現高比例可再生能源電力系統。必須要指出的是，盡管煤電靈活性改造是當前解決棄風棄光問題的重要技術措施，但高比例可再生能源電力系統的本質要求是靈活性，而煤電一方面靈活性改造一方面繼續擴大規模在本質上與可再生能能源為基礎的電力系統不相容。一個（省級或區域）電力系統中，一旦可再生能源的最小保障出力與系統最小負荷相當時，系統靈活性必須要靠具備雙向調節功能的需求響應或儲能資源來提供，而煤電機組只要運行就存在最小出力約束（哪怕是靈活性改造使其可降到25%），而頻繁的啟停調節無論是從能耗排放還是機組運維和壽命而言，對于新建機組均不可能是經濟的。這就是說，可以通過對30萬、60萬等級的亞臨界機組進行靈活性改造使其承擔靈活性服務功能，但是靈活性改造不能擴大到60萬千瓦超臨界以上等級的高效率機組，如果繼續增加煤電裝機導致高效煤電機組長期無法經濟運行，這就必然超出了在高比例可再生能源電力系統中煤電規模的合理上限。從長期來看，更不能讓煤電阻礙技術創新和商業模式創新，影響各種儲能技術和需求響應模式在電力系統的發展。