電力新基建體系下，煤電增量或驟減

　　核心閱讀：在電力新基建規劃下，可再生能源加速發展，到2025年煤電裝機增長至11.5億千瓦，較2019年底凈增1億千瓦，“十四五”新增的煤電裝機將僅為“十三五”時期的1/4。

　　“當前，電力行業正面臨轉型機遇，而疫情影響可能改寫‘十四五’電力需求增長的預期軌跡，客觀上擴大了電力轉型窗口。”華北電力大學近日發布研究報告《新冠疫情后的中國電力戰略路徑抉擇：煤電還是電力新基建》(以下簡稱《報告》)指出。

　　《報告》認為，電力傳統基建規劃下，風電、光伏等可再生能源正常發展，繼續優先煤電建設，到2025年煤電裝機增長至12.5億千瓦，較2019年底凈增2億千瓦;但在電力新基建規劃下，可再生能源加速發展，相對于傳統情景減少部分煤電建設，到2025年煤電裝機增長至11.5億千瓦，較2019年底凈增1億千瓦，“十四五”新增的煤電裝機將僅為“十三五”時期的1/4。

　　煤電批量重啟難掩生存困境

　　中電聯此前發布的數據顯示，截至2019年底，全國煤電裝機10.4億千瓦，占發電裝機總量的52%。上述《報告》指出，根據“十三五”規劃，到2020年煤電裝機應小于11億千瓦，但今年底煤電裝機很可能接近11億千瓦。

　　據記者了解，今年以來，大量煤電項目獲得核準，多個省份的停建緩建煤電項目重啟，煤電呈現“開閘”之勢。

　　中電聯行業發展與環境資源部副主任葉春表示：“盡管‘十三五’煤電裝機大概率會在規劃目標內，且今年以來煤電板塊經營狀況有所緩解，但國家近期為了對沖經濟下行風險，加大固定資產投資，火電項目核準頻繁，部分地區的電力供應可能將再現過剩。”

　　另一邊，火電機組利用小時數普遍偏低，火電企業破產、虧損的消息屢見不鮮，煤電深陷生存困境。

　　“由于可再生能源運行不穩定，目前核準批復的煤電項目中，很大一部分是特高壓配套電源，火電承擔調峰功能，與風光打捆輸送。但這種規劃是否可行，大量可再生能源的接入，調峰成本又應該由誰買單，這都是‘十四五’規劃中需要探討的問題。”華北電力大學經濟與管理學院教授袁家海指出。

　　傳統基建利用效率不及預期

　　《報告》指出，煤電和主要用來輸送煤電的特高壓線路屬于傳統基建，強調在硬件方面的投入，追求數量上的規模效益，是供給側規模經濟，而非新時代要求的供需互聯的經濟發展模式。“這種‘重發、輕供、不管用’的電力發展理念無法解決當前及未來長期面臨的‘電量充裕、電力緊張’的結構性矛盾。”

　　對于電力新基建，《報告》指出，電力新基建突出結構調整和經濟轉型升級功能，電力加強與5G、物聯網、大數據等創新技術的融合，實現電力系統的綠色、安全、高效、智慧發展。袁家海認為，基于此，電力新基建包括以光伏、風電為代表的可再生能源、儲能技術、綜合能源服務、配電網和數字電網等。“電力新基建將賦予需求側響應和節電效率更高的水平。”

　　袁家海對比了電力傳統基建與新基建的產業鏈，以及帶來的投資效果與產出，認為與新基建相比，傳統基建的性價比值得商榷。“目前煤電和特高壓輸送清潔能源的利用效率遠不及預期。2019年，設計容量為680-1050萬千瓦的浙福線路、1000千伏的晉東南-南陽-荊門線路、900千伏錫盟-山東線路，這三條通道利用率均僅有10%左右。”

　　“此外，特高壓線路的建設雖旨在輸送可再生能源電力，但在實際運行時，卻需要大量配套煤電。以甘肅酒泉—湖南±800千伏輸電工程為例，作為我國首條大規模輸送新能源電力的特高壓直流工程，其設計輸送能力為800萬千瓦，配套的煤電高達600萬千瓦。”袁家海說。

　　新基建或助力煤電高質量發展

　　自然資源保護協會高級顧問楊富強指出，為實現二氧化碳排放力爭于2030年前達峰的中期目標和努力爭取2060 年前實現碳中和的遠景目標，我國未來要推進形成以清潔可再生能源為中心的靈活清潔、安全高效的電力系統，新基建是必然選擇。

　　袁家海也表示，電力傳統基建投資取向偏好大型國企，相比之下，由于民企在電力新基建產業擁有更高的市場份額，能夠充分拉動民間投資，創造就業機會。

　　《報告》建議，隨著新能源接入電網，煤電的遠距離輸送應盡可能減少，建設特高壓應優先考慮可再生能源消納，優化配置全國能源資源。“明確增量特高壓項目配套大規模煤電遠距離輸送不符合電力發展方向，需要支持的是‘風光水火儲一體化’‘源網荷儲一體化’的跨區消納模式;傳統的‘風火光打捆’特高壓輸送模式，應明確特高壓通道最低利用率和年輸送新能源電量最低比例。”

　　《報告》還強調，在電力新基建體系下，應逐步退出落后煤電機組，優先開發消納清潔能源，提升電力供給質量，配電網和數字電網建設提升電網供給效率，煤電靈活性改造和延壽管理擴大有效供給，促進新能源消納。