核心觀點：

加快推動能源電力轉型，是碳達峰、碳中和戰(zhàn)略目標的主要內容和關鍵領域。在轉型過程中，既面臨能源生產(chǎn)和消費總量繼續(xù)顯著增長的約束，還要解決可再生能源接入比例逐步提高、用電負荷特性持續(xù)變化，對電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行提出的更高要求，尤其今年下半年全國多地出現(xiàn)電力供應缺口，更突出體現(xiàn)了煤電對保障電力供應安全的兜底作用。

預計“十四五”電力行業(yè)用煤需求年均增長2.4%左右，2030年達24.5-25.3億噸，用煤需求季節(jié)性波動強度進一步增大；發(fā)電用天然氣需求年均增長超過10%。電力安全高度依賴電力燃料供應。

提出如下建議：一是統(tǒng)籌做好上下游能源行業(yè)能源轉型頂層設計，提升煤炭供應能力，增強供應彈性。二是進一步完善推進煤炭產(chǎn)供儲銷體系建設，確保電煤穩(wěn)定供應。三是建立和完善市場機制和價格機制，推動煤電轉型和健康持續(xù)發(fā)展。四是持續(xù)加大財稅費政策支持力度，提高火電企業(yè)持續(xù)發(fā)展能力。五是加快推進關鍵核心技術的研發(fā)和規(guī)?；瘧谩?

一、當前火電發(fā)展及燃料供需現(xiàn)狀

1.煤電發(fā)展和電煤供需現(xiàn)狀

煤電作為我國主力電源，長期以來,發(fā)揮著電力安全穩(wěn)定供應、應急調峰、集中供熱等重要的基礎性作用。2020年底，燃煤機組裝機10.8億千瓦，為2000年的5倍。隨著電力產(chǎn)業(yè)轉型升級，風水光核等清潔能源的快速發(fā)展，煤電裝機占比逐年下降，利用小時數(shù)明顯降低。2020年煤電裝機占總裝機的比重49.1%，首次降至50%以下；利用小時4340小時，比2011年下降965小時；煤電發(fā)電量占總發(fā)電量的比重60.8%，煤電依然是中國電力供應中不可或缺的主力電源。

圖1  2010至2020年全國煤電裝機及占比情況

2020年，全國電廠發(fā)電及供熱消耗原煤23.0億噸，占全國煤炭消費量53%，其中華北區(qū)域消耗量最高，華東次之。煤炭去產(chǎn)能效果明顯，產(chǎn)能步向主產(chǎn)地、大型企業(yè)集中。2020年，全國原煤產(chǎn)量38.4億噸，同比增長0.9%，其中，山西、內蒙古、陜西三省原煤產(chǎn)量占全國煤炭產(chǎn)量的71.4%，比2015年提高7.0個百分點。由于煤炭資源和消費需求的逆向分布，近半數(shù)煤炭依賴跨省區(qū)運輸，2020年，內蒙古、山西、陜西合計調出煤炭16.7億噸，占當年全國煤炭產(chǎn)量的48.5%，調出地集中、調出量大，加大了煤炭產(chǎn)運需銜接難度和壓力。進口煤是國內煤炭資源的重要補充，在穩(wěn)定電煤整體供應體系、促進鍋爐配煤摻燒、改善企業(yè)經(jīng)營等方面發(fā)揮了積極的重要作用。

2016年下半年以來，受各種因素影響，煤炭供應形勢持續(xù)偏緊。尤其是今年3月份以來，各月產(chǎn)量增速均在零上下或負增長，電煤需求增長超預期而產(chǎn)量增加乏力，市場供應嚴重不足?？涌凇⒏劭?、用戶端等各環(huán)節(jié)價格均大幅跳漲，屢創(chuàng)新高，遠遠高于電力企業(yè)承受能力，煤電企業(yè)陷入整體虧損。同時電煤的緊張形勢也隨之影響電網(wǎng)的穩(wěn)定運行，多個地方不得已采取有序用電，甚至出現(xiàn)了拉閘限電現(xiàn)象。

2.燃氣發(fā)電和天然氣供需現(xiàn)狀

2020年底，全國燃氣發(fā)電裝機容量9802萬千瓦，占發(fā)電裝機比例4.5%，主要分布在京津冀、長三角和珠三角等東部經(jīng)濟發(fā)達地區(qū)。除部分地區(qū)供熱機組外，多以調峰調頻為主，約占燃氣發(fā)電機組總容量的70%。2020年，全國燃氣發(fā)電機組發(fā)電量為2485億千瓦時，占全國發(fā)電量的3.3%。燃氣發(fā)電利用小時較低。燃氣發(fā)電企業(yè)經(jīng)營成本居高不下。

我國天然氣資源不足，對外依存度逐年增長。2020年，天然氣進口量1397億立方米，同比增加5.3%，對外依存度為43.0%。儲氣設施建設落后、調峰矛盾突出，尤其近幾年來“煤改氣”政策下，我國冬季天然氣消費量激增，峰谷差也更加突出。

二、能源轉型中的火電發(fā)展及燃料需求

1.能源轉型下火電發(fā)展規(guī)模及布局

黨的十九屆六中全會及中央經(jīng)濟工作會也提出，傳統(tǒng)能源逐步退出要建立在新能源安全可靠的替代基礎上?！吨泄仓醒?國務院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》中強調要統(tǒng)籌煤電發(fā)展和保供調峰。國務院在《2030年前碳達峰行動方案》中明確要嚴格控制新增煤電項目，有序淘汰煤電落后產(chǎn)能，加快現(xiàn)役機組節(jié)能升級和靈活性改造，積極推進供熱改造，推動煤電向基礎保障性和系統(tǒng)調節(jié)性電源并重轉型。

中短期內，煤電裝機達峰前，煤電機組盡可能按照“增容控量”的思路安排運行，現(xiàn)有機組延壽及靈活性改造，同時新增部分裝機滿足電力平衡要求，盡可能利用清潔能源發(fā)電，減少碳排放。預計“十四五”、“十五五”期間，全國煤電裝機新增1.5、0.3億千瓦，2025年、2030年全國煤電裝機分別達到12.3、12.6億千瓦，2030年，全國煤電裝機達峰。遠期來看，對于我國煤電退出程度仍存在不同觀點，取決于各項關鍵技術的發(fā)展路徑和成熟程度。

燃氣發(fā)電具有調節(jié)速度快、調峰幅度大、二氧化碳排放低等優(yōu)勢，燃氣發(fā)電在能源轉型中的定位和發(fā)展方向相對比較明確，“十四五”及以后，調峰電源將是氣電發(fā)展的主要方向。從成本、對外依存度、化石能源特性上看，燃氣發(fā)電不宜成為持續(xù)快速大量發(fā)展的電源，可以適度推進。預計到2025年、2030年全國氣電裝機分別達到1.5、2.35億千瓦。

2. 電力燃料需求預測及展望

預計“十四五”期間電力消費將以中速保持剛性增長。綜合考慮我國經(jīng)濟發(fā)展階段、電能替代、新型城鎮(zhèn)化建設、能效水平提升，根據(jù)中電聯(lián)相關研究，預計“十四五”、“十五五”期間，我國全社會用電量年均增速分別為4.8%、3.6%，2025年、2030年我國全社會用電量分別為9.5萬億、11.3萬億千瓦時。

在充分考慮用電需求和保障用電安全的基礎上，以優(yōu)先發(fā)展清潔能源、促進電力行業(yè)綠色低碳發(fā)展為原則，從發(fā)揮兜底和調節(jié)性作用角度預測煤電、氣電發(fā)電量。預計“十四五”期間，煤電、氣電發(fā)電量年均分別增長2.4%、12.5%左右；進入“十五五”時期，隨著儲能技術的成熟和應用，清潔能源、核電等加快發(fā)展，煤電發(fā)電量增長有限，總體呈倒“V”型走勢波動，煤電發(fā)電量年均增速-0.7%～0.1%，氣電發(fā)電量增長相對平穩(wěn)，與“十四五”增速基本持平，2030年氣電發(fā)電量6700億千瓦時左右。

綜合考慮煤電機組出力情況、設備升級、節(jié)能改造和參與深度調峰對煤耗的影響，預計2025年電力行業(yè)用煤25.2億噸左右，“十四五”年均增速2.4%左右，2030年電力行業(yè)用煤24.5-25.3億噸?？紤]到極端天氣、清潔能源的消納以及儲能技術的發(fā)展情況，所帶來的用電需求增長的不確定性，煤電的兜底保障作用或不可缺，在經(jīng)濟保持正常發(fā)展情況下，煤電出力或將高于預期，電煤需求增長存在突破以上預測的可能。電力燃料耗用波動性增大，夏、冬兩季呈雙高峰。電網(wǎng)安全高度依賴電力燃料供應。

3.電力燃料供應情況展望

未來煤炭產(chǎn)量在“十四五”時期需維持一定增長。煤炭進口方面，近幾年進口煤量維持2.7-3億噸左右，預計后期進口煤量大概率維持在3億噸左右。從目前煤炭規(guī)劃意見來看，煤炭產(chǎn)量增速遠低于電力用煤增速。若進一步提升煤電利用效率與清潔化水平的同時，大力壓降散燒煤和工業(yè)用煤，用煤結構進一步向電力傾斜，其他行業(yè)用煤及散燒煤需求控制在預期范圍內，電煤供需可基本實現(xiàn)平衡。

煤電基礎保障性和系統(tǒng)調節(jié)性電源的系統(tǒng)定位，對電煤安全、穩(wěn)定、充足供應提出更高要求，電力燃料供應需要在能源轉型中維持動態(tài)平衡。煤炭供應的緊平衡與電煤需求波動性增強的矛盾更加突出，煤炭供應應對需求波動的彈性不足，易出現(xiàn)時段性、區(qū)域性供需失衡情況。

三、相關建議

我國經(jīng)濟進入高質量發(fā)展階段，電力需求和負荷將繼續(xù)保持較快增長。“雙碳”目標下，能源電力行業(yè)轉型調整步伐加快，并處于構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)的進程中，電力安全穩(wěn)定供應的難度更大，季節(jié)性及極端天氣下電力供應緊張的情況將明顯增多，需要發(fā)揮煤炭在能源中的主體作用，以及煤電在電力系統(tǒng)中的兜底保供和調峰調頻作用。

一是統(tǒng)籌做好上下游能源行業(yè)能源轉型頂層設計。統(tǒng)籌規(guī)劃煤炭產(chǎn)能，繼續(xù)核增部分煤炭產(chǎn)能，提升煤炭供應能力，防止煤炭產(chǎn)量收縮過快，提高部分用煤地區(qū)的內部平衡保障能力，保持進口煤政策的連續(xù)性，確保電煤、電力供應安全。

二是進一步完善推進煤炭產(chǎn)供儲銷體系建設。研究建立煤炭儲備產(chǎn)能和應急生產(chǎn)能力，制定煤礦保供與彈性生產(chǎn)機制，優(yōu)先組織滿足條件的先進產(chǎn)能煤礦，形成煤礦應急生產(chǎn)能力，增強供應彈性。完善煤炭生產(chǎn)模式和中長期合同中均衡的供應模式，提高煤炭生產(chǎn)交易的彈性。完善煤炭儲備制度要求，分時段制定煤炭儲備天數(shù)標準。持續(xù)完善煤炭運輸體系建設，打通運輸瓶頸。

三是建立和完善市場機制和價格機制。進一步完善和推動電煤中長協(xié)機制。進一步理順電力、熱力價格與煤炭、天然氣價格機制，建立成本傳導順暢、聯(lián)動合理、調節(jié)有效的市場化價格機制。完善電力市場輔助服務補償與交易機制，健全完善煤電參與電力輔助服務的政策機制，出臺針對深度調峰和備用機組的兩部制電價。

四是持續(xù)加大財稅費政策支持力度，提高火電企業(yè)持續(xù)發(fā)展能力。針對當下的火電機組經(jīng)營困難的問題，向經(jīng)營困難的燃煤機組提供專項資金補貼，維持企業(yè)正常生產(chǎn)經(jīng)營。征收特別收益金，效仿石油行業(yè)征收特別收益金的模式,設定征收煤炭特別收益金的煤價下限，充分發(fā)揮收益金的調節(jié)作用。加大對煤電去產(chǎn)能等工作支持力度，給予財政、稅收、金融等優(yōu)惠政策，減輕企業(yè)改革成本壓力。

（來源: 中電聯(lián)規(guī)劃發(fā)展部，轉自中電聯(lián)網(wǎng)站）