储能网讯：本次拉闸限电受供需两侧影响，但主要原因在于供给侧

全社会用电量增速较快，1～7月月度同比增量均较大，电力需求增长过快导致供给增长相对不足

1～9月全社会用电量累计61651亿千瓦时，同比增长12.9%，比2020年提高了11.6个百分点。鉴于2020年受疫情影响，2020～2021年两年年均增速7.4%，2019～2021年三年年均增速6.5%，基本上与2017年（6.8%）、2018年（8.9%）持平，但疫情导致近两年用电负荷波动较大。从增量看，2021年1～7月每个月同比增量均较多，创下近几年新高。8～9月有所缓和，主要受三季度大规模拉闸限电影响。电力需求增长过快导致供给增长相对不足，2021年1～8月我国电源装机同比增长9.5%，但是火电、核电、水电等稳定供应电源装机同比增长2.1%，低于近几年数据，在风光出力受阻情况下，电力保障存在较大压力（见图1、图2、图3）。

电力设备利用创近三年新高，但远低于“十二五”水平，设备利用不充分是导致拉闸限电主要原因

从整体看，1～8月发电设备利用小时达到近三年新高，但与2018年1～8月相比，仍低31个小时。从分月看，除3月和6月，其余月份也低于近几年最高值，特别是三季度。目前我国火电发电量占比超过70%，1～8月累计利用小时创近两年新高，但仍比2011年低569小时，比“十二五”年度平均低305个小时。根据1～8月数据，火电折算全年利用小时约4500小时左右，低于“十二五”期间平均5000小时水平（见图4、图5）。

设备利用不充分主要是由水电、火电设备利用不充分导致，特别是作为供电主体的煤电

从各发电类型看，核电、风电利用小时均创新高，特别是核电。在用电增长的情况下，2021年1～8月核电利用小时比去年同期提高了338个小时，达到5219小时，充分发挥了基荷保障作用。风电利用小时在2021年前8个月达到1500小时，连续几年保持增长，风电利用率持续攀升。我国四川和云南是对水力发电贡献最大的省份，占全国水电发电总量接近50%，2021年以来，云南和四川部分地区降水量较往年并不算很充裕，水电受西南地区来水减少导致利用小时连续三年下降。作为供电主体的火电，在全国多省市出现拉闸限电、其他发电类型受阻的情况下，利用小时增长有限（见图6、图7）。

煤、电价格挤压导致煤电企业发电意愿较低

今年全球大宗商品价格暴涨，加之国内用能需求猛增，地方政府能耗双控压力较大，煤炭供应不足，煤价快速上涨，9月动力煤期货现货都推升至1400元/吨以上，10月企业动力煤现货快速突破历史极值，多地突破了2000元/吨。因为煤炭价格地区差异较大，各地燃煤上网电价也与煤炭资源禀赋和运输成本关系较大。就东部沿海省份而言，煤电上网基准价在0.4～0.45元/千瓦时之间，当前平均不含税上网电价为0.36元/千瓦时。从成本考虑，综合考虑折旧0.05元/千瓦时，人工及运维0.05元/千瓦时，财务费用0.02元/千瓦时，管理费用0.01元/千瓦时，测算燃料成本、煤炭价格与企业盈亏的关系：一是如果燃料成本超过0.26元/千瓦时（含税），对应5500大卡动力煤入炉价格680元/吨，预计多数企业将仅能够维持盈亏平衡。二是如果燃料成本超过0.33元/千瓦时（含税），对应5500大卡动力煤入炉价格864元/吨，预计多数企业将出现亏损现金成本，企业将没有动力从事电力生产，在我国电网强制性考核机制下，一些电厂被迫报非停避免损失或者因为没钱买煤而停产。此外，我国电力现货仍处于试点阶段，煤电企业主要签订的年度、月度售电合同，电价无法随着煤价的快速变化而调整，电价往下游传导有限（见图8、图9）。

四季度煤炭供应加码，煤电价格有望企稳，电力保供压力有所缓解

2021年10月8日，国务院常务会议明确要求，保障能源安全、保障产业链供应链稳定是“六保”的重要内容。做好有序用电管理，纠正有的地方“一刀切”停产限产或“运动式”减碳，反对不作为、乱作为。国家发改委近期也采取积极措施，缓解煤炭、煤电供需紧张。

一是在煤炭供应上，释放煤炭产能。9月底以来允许153座煤矿核增产能2.2亿吨/年，相关煤矿已陆续按核定产能生产，四季度可增产5000万吨以上。将具备安全生产条件的38座建设煤矿列入应急保供煤矿，允许阶段性释放产能，合计产能1亿吨/年。为60余座煤矿办理接续用地手续，确保1.5亿吨/年以上产能稳定释放。10月19日国家发改委在煤电油气运重点企业保供稳价座谈会上指出，10月18日的日产量已超过1160万吨，创今年新高，力争煤矿日产量达到1200万吨以上。据国家统计局，9月国内生产原煤3.3亿吨，日均产量1113万吨，第四季度可增产5500万吨，即日均增产60万吨，达到1173万吨，在产能有效释放的情况下，10～12月月产量3.5亿吨～3.6亿吨，叠加月进口量0.3亿吨，不考虑38座新增应急保供煤矿1亿吨/年，四季度月度供给量在3.8～3.9亿吨，与2020年12月用煤高峰基本持平（见图10）。

二是在煤电价格改革上，有序推动燃煤发电电量全部进入电力市场。在保持居民、农业、公益性事业用电价格稳定的前提下，将市场交易电价上下浮动范围由分别不超过10%、15%，调整为原则上均不超过20%，对高耗能行业可由市场交易形成价格，不受上浮20%的限制。推动工商业用户都进入市场，取消工商业目录销售电价。保持居民、农业用电价格稳定。目前山东、江苏等地已组织开展了深化煤电上网电价市场化改革后的首次交易，成交均价较基准电价“顶格上浮”（不超过上浮20%的价格最大值）。广西在10月17日发布《自治区工业和信息化厅关于进一步调整2021年全区电力市场化交易方案的紧急通知》，对于不参与交易或未成交的35千伏及以上用户，按照电价上浮20%的原则进行结算，对于高耗能行业用户，按照上浮50%进行结算。煤电价格改革机制加速落地，有助于缓解煤电紧张压力。

综合以上分析，笔者认为，从装机上看我国电力供需整体宽松，供需两端对本次拉闸限电都有影响，但核心制约因素还是在供给侧。在需求侧，2021年出口快速增长导致用电负荷快速增长，凸显电力供给增长相对不足，特别是水电、核电、火电等稳定性电源增量较少。电力设备利用创近三年新高，但仍低于“十二五”时期的平均水平，设备利用不充分或是导致拉闸限电的主要原因，特别是煤电，2021年煤电企业煤炭库存处于历史低位，煤电“顶牛”导致煤电亏损严重，企业发电意愿较低。

煤电稀缺性属性凸显，在“十四五”“十五五”仍需发挥基础作用

根据国际能源署研究，当可再生能源渗透率超过15%，电力系统灵活性运行成为首要关键问题，当超过25%，电力系统整体稳定性意义重大，需要系统整体具备抗干扰能力。2020年我国非水可再生能源发电量占比约11.4%，青海、黑龙江、宁夏、吉林、内蒙古、甘肃、山西、北京等地均已超过15%，随着可再生能源进入更快速发展阶段，“十四五”“十五五”期间新型电力系统需要大量灵活性资源作为支撑（见图11）。

新能源出力不稳定影响电力平衡。风电仍处于技术降本阶段，2025年陆上高、中、低风速地区的度电成本将分别降至0.1元、0.2元和0.3元，近海和深远海风电度电成本将分别降至0.4元和0.5元，度电成本市场竞争力逐步增强。但新能源出力与用电负荷曲线匹配度较低，甚至在某些时段完全相反，风电在负荷高峰时刻出力处于较低水平，光伏对午高峰能起到较好地支撑作用，但晚高峰时出力基本为零，根据2018～2020年电网实际运行情况，最大负荷时刻新能源出力可能低至装机的3%，对高峰电力平衡带来很大挑战，现阶段仍需火电等常规机组兜底保障（见表）。

随着全球温室气体导致的极端天气频发，电力系统对安全性要求较高，我们测算2030年极端天气对电力灵活性性需求。假定2030年最大用电负荷18.2亿千瓦。正常下风光能够得到有效利用，光伏、风电装机均为6.5亿千瓦，最大出力按60%计算，最小出力风电按15%容量承担基荷，光伏为0。则在风电最小出力且出现最大负荷的极端情况下，则煤电需提供出力6.45亿千瓦，以煤电10.5亿千瓦计算，煤电负荷率为61.4%。相反，当风光出力达峰且出现最小负荷的极端情况下，风光出力7.8亿千瓦，综合考虑抽水蓄能、新型储能及需求侧响应，煤电需提供出力2.1亿千瓦，以煤电10.5亿千瓦计算，煤电负荷率为20%。煤电由电量基础向灵活性资源转变，这也是《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》提出的加快现役煤电机组节能升级和灵活性改造，加快形成以储能和调峰能力为基础支撑的新增电力装机发展机制所要求的（见图12）。

水电方面，我国水电装机容量3.7亿千瓦，其中抽水蓄能0.3亿千瓦，水电（含抽蓄）是较为理想的调峰调频电源，但受制于资源和环境的双重压力，大规模水电开发空间有限，同时水电本身具有周期性，也存在季节性调峰需求。根据《抽水蓄能中长期发展规划（2021～2035年）》，2025年我国抽水蓄能达到0.6亿千瓦，2030年投产规模达到1.2亿千瓦。目前我国已出台抽水蓄能两部制电价政策，抽水蓄能已具备经济性，预计“十四五”“十五五”抽水蓄能装机目标将大概率完成。

气电方面，气电应侧重启停调峰机组建设，而不是热电联产机组建设。燃机联合循环以热定电，热电比较低，调节性能较差。单循环燃气轮机启动时间最短，从启动到额定负荷一般不到20分钟，优势明显，从机组运行安全性角度考虑，单循环燃气轮机从空负荷到满负荷均能稳定运行，可调比例为100%，高于燃气蒸汽联合循环最小稳态负荷（约30%额定出力）。此外，从国际趋势看，天然气是未来唯一增长的化石能源，但我国天然气需要大量进口，天然气应更多定位为工业燃料、化工原料和城市燃气。

储能方面，除抽水蓄能外，储热技术已处于规模化应用阶段，电化学储能处于规模化应用前期，其余的大部分均处于示范阶段和商业化初期。目前我国电化学储能发展迅速，2020年装机增长了91.2%，接近翻番，2017～2020年增长了7倍，由1.7吉瓦增长到3.3吉瓦。电化学储能年度新增几乎全部来自锂离子电池，由1.4吉瓦增长到2.9吉瓦，电力行业主要使用磷酸铁锂电池。相比动力电池，储能业务大部分为跨界企业，基本采取主营业务为主、储能业务为辅的系统发展模式。规模储能电池依托新能源、火电等项目，储能经济性与配套项目密切相关，需满足电力系统对储能安全性要求。2021年8月9日，国家发改委出台《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》将推进多元化储能技术创新及应用，特别是电化学储能，加速推进以新能源为主体的新型电力系统建设。预计2025年新型储能装机超过3000万千瓦，鉴于产业成熟周期，新型储能将主要是磷酸铁锂电池，年均增长超过60%。

主要发展建议

新型电力系统建设是一个长期的、系统性工程，煤电仍是新型电力系统的重要支撑，一味的、一刀切地去煤化、去煤电化将对能源电力安全可靠稳定供应带来较大影响。“十四五”“十五五”期间我国各区域逐步进入后工业化社会，全国能源消费逐步进入“总量增加，增速下降”的减速增长阶段，但仍处于碳排放上行阶段。“十四五”“十五五”期间，我国电力供给端出力和需求侧负荷双向波动逐步加大，能源电力供应整体宽松，但局部地区季节性、阶段性偏紧将越发凸显，电价波动性也逐步成为常态。在储能、氢能等创新灵活性技术逐步具备竞争力的过程中，仍需煤电在促进可再生能源消纳、提高电力系统灵活性调节能力、保障区域季节性阶段性电力供需安全中发挥重要作用。

一是加强顶层设计，明确煤电发展路线图。从碳达峰、碳中和的角度进一步明确煤炭阶段性产量、进一步明确煤电在能源系统及电力系统中的定位和作用，从降低实体经济用能成本构建现代经济体系的角度，从系统建设自平衡新型电力系统的角度，统筹煤电增量和存量发展，明确未来煤电技改路线，明确煤电合理退出节奏，减少煤电不必要投资和沉没成本。

二是积极探索煤电容量成本补偿机制，完善电力现货及辅助服务市场机制。随着我国可再生能源装机规模和发电量的不断提高，煤电将向灵活性调节电源转型，其利用小时数将持续下降，煤电机组投资回收难以达到预期。在可再生能源大省，适当引入发电容量成本回收机制，适度保障发电企业的积极性。目前大部分省区电力市场以中长期交易为主，为了促进电力资源优化配置，需要在总结电力现货市场试点省份建设经验的基础上，积极稳妥地推进电力现货市场建设，进一步完善辅助服务分摊机制，提高煤电灵活性改造的积极性。

本文刊载于《中国电力企业管理》2021年10期，作者单位：英大证券有限责任公司。