“截至2019年底，山西省电力总装机接近1亿千瓦，其中约70%的煤电，发了占比85%的电量。由于本地消纳难，大量煤电需外送至华东、华中等区域。电力严重过剩的同时，也给山西能源转型带来巨大挑战。”在近日举行的“中国煤电发展之路辨析”系列沙龙上，清华大学低碳能源实验室助理研究员杜尔顺以山西为例，直指煤电大省转型的迫切性。
上述情况，不仅限于一省一地。据记者了解，目前全国电力供需基本处于平衡状态，但在不同区域和省份，电力增长态势仍在继续。对山西等煤电大省而言，一边是产能过剩、大面积亏损的压力，一边是短期难以摆脱煤电依赖的现实，部分地区甚至继续上马新项目。对此，应该如何调整布局？
煤电大省面临现实矛盾
据杜尔顺介绍，山西去年的最大用电负荷3200万千瓦，仅为总装机量的1/3。“这意味着，负荷即便再扩大1倍，现有容量也能满足需求，电力严重过剩。”
“山西火电利用小时数已从2011年的5284小时降到2019年的4265小时，低于全国火电平均利用小时数。以煤电为主的结构中，一半以上是热电联产机组，灵活性能力不足等问题逐步显现。”杜尔顺举例，今年春节期间，山西省用电量持续低位运行，热电机组处于最小运行方式的情况下，仍存在大量弃风弃光，说明山西电网的灵活性与新能源消纳矛盾日渐突出。“严控煤电发展，从源头向清洁化转变是形势所迫。煤电比重不断下降，但依然发挥重要的支撑作用，如何从市场化角度给煤电一个合理的价值定位？给煤电找出路是山西面临的难题之一。”
除了“近忧”，部分地区还有“远虑”，比如吉林。
原国网吉林经济技术研究院教授级高工周景宏介绍，截至去年底，吉林省电力总装机3200万千瓦，煤电约1900万千瓦，其中70%是热电联产机组。“当地供热需求大，供暖周期较长，因此规划建设了相当规模的热电联产机组。现阶段，发电主力还是煤电，控制产能得统筹考虑民生问题。”
周景宏还称，吉林风电消纳得以明显改善，离不开煤电支撑。“风电要发展，没有火电机组不行；火电机组过多，又与新能源形成竞争关系。二者如何平衡？伴随特高压直流电网接入等因素，消纳压力将持续减轻，未来对调峰资源的需求不如从前，现已投入的大量主体难免遭受损失。有无办法缓解？”
记者了解到，由于开发环节产能过剩，严控煤电规模迫在眉睫。但同时，一些煤电大省面临种种现实阻碍，如何把握发展节奏、科学布局成为关键。
由基荷转向调峰电源
在多位专家看来，明确煤电发展定位是把握节奏的前提。
“电力行业目前面临的主要问题，不再是大面积缺电。电量增长放缓，且新增需求更多来自服务业及居民家庭消费，负荷特性较工业负荷的波动更大，导致用电负荷增长快于电量。若按照老路子，以新建电源为主要手段来保障电力供应，将带来更多结构性问题。”华北电力大学教授袁家海表示，从电量增长空间看，煤电已没有过去持续增长的可能性。
袁家海认为，各地不应再铺煤电“新摊子”。“一方面，‘十三五’期间多地遗留了停缓建机组，特别是缓建项目，该投的钱实际已投得差不多。若有需要，‘十四五’期间可有序建成，无需再核准新项目。另一方面，用好存量煤电，推动电力系统加速向更灵活、以可再生为主的方向转变，煤电角色由基荷向调峰转变。”
全球能源互联网发展合作组织经济技术研究院专家张赟也称，煤电功能应逐步转变为提供容量支撑高比例清洁能源并网运行。继续新建项目，将加大资产损失、挤占新能源发展空间。“包括工程建设、财务成本等投资在内，当前每增加1亿千瓦煤电机组，未来将带来3000亿元资产损失，同时2030年前将累计减少清洁能源装机约3亿千瓦，相当于挤压2万亿元清洁能源投资。”
对于部分地区煤电投资依然高涨、项目继续上马等现象，张赟提醒，这不仅影响自身收益，还将波及“无辜”存量。“我国煤电机组的平均服役年限约为11年，超过40%的机组是近10年内建成投产，服役超过20年机组仅占11%。预计到2050年，强制提前退役造成的资产损失高达2万亿元。一些服役时间短的机组，在符合要求的情况下本可不必退出，但被新建机组挤压了空间，反倒造成浪费。”
不同类型机组应分类优化
“在认清定位的基础上，进而控制增量、调整存量。”张赟建议，着力优化调整煤电功能定位，通过灵活性改造挖掘调峰价值。近中期，大容量、高参数、低能耗的超临界、超超临界机组提供基荷服务；部分60万千瓦以下机组实施灵活性改造，主要提供系统调峰服务。远期，绝大部分煤电均可转变为调峰电源与应急备用电源。
“山西小机组较多，30万千瓦以下机组占比超过54%，对此可采取‘上大压小’的方式。如果电能不可取消，通过等量或减量替代，用大容量高效机组替代小容量低效机组；若热能不可替代，则采用大容量背压机组替代中小容量的抽凝或背压机组。此外，对存量机组实施灵活性改造，以满足调峰需求。”杜尔顺认为，长远看，现有装机规模足以支撑山西煤电的角色转变，参与调峰与严控产能并不矛盾。
袁家海进一步指出，不同类型机组可以分类优化。“60万千瓦及以上机组用于调峰，负荷率降至40%或更低，效率将大打折扣。努力几十年达到的最优效率水平，若因调峰‘回到解放前’是得不偿失。尽量通过电力市场改革，将其放在基荷侧稳定出力，在有需要的情况下，利用小时数可适当提高。对于30万千瓦等级的机组，通过灵活性改造进而深度调峰，实际正是给新能源消纳腾出空间。”
周景宏还提出，对参与调峰的机组而言，发电量减少，功能却未减弱。若缺少相应回报，积极性难免下降，制定相匹配的政策也是煤电大省的“必修课”。“诸如东北电力辅助服务市场，就在一定时期起到关键作用。趁着现阶段调峰需求暂时不迫切，主管部门可借助时间空档认真研究规则，考虑如何利用更高程度的市场化，促进调峰辅助服务市场运行。”
