重置煤电平衡小时、设置容量电价，避免误判电力供需形势
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南方能源观察
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陈愚
四川、云南、重庆、湖南等省份，因为水电占比大或三产生活用电占比高，火电（煤电）利用小时远低于5000小时的同时，已出现电力缺口或电力紧平衡。煤电5000小时不再适合作为区域电量平衡的标准，需根据各地发用电结构，重置煤电平衡小时，以免误判电力供需情况。未来各省将步川渝滇湘后尘，煤电小时普遍下行，建议设置容量电价，避免存量煤电破产，影响当地电力供应。
煤电小时下降的原因
图 1 全国水电、风光装机占比和火电利用小时
（一）供应过剩
传统的技经分析，在计算煤电项目经济性时，利用小时取值为5500小时，近年下降为5000小时。在判断一个区域的电量供需平衡时，传统的判断认为：以区域煤电利用小时为指针，5000小时是电量平衡，4500小时是宽松，低于4000小时是过剩。
2006年之前，我国电力装机由水电、抽蓄、火电（煤电气电）、核电构成，其中，抽蓄、火电、核电能保证出力，径流式水电出力随丰枯季变化，有库容的水电具备调节能力。大部分电源均有调峰能力，火电（煤电）小时可体现电量市场供需情况。
（二）波动电源占比提高
风电和光伏波动性电源，靠天吃饭，无法提供稳定出力，甚至可能极寒无光、极热无风。2006年风电光伏装机容量的占比为0.3%，2019年提高至20.6%。随着风电、光伏、径流式水电装机占比的迅速提高，煤电在提供电量的同时，需频繁调峰，以保证风光的优先发电，利用小时下降。
水电大省四川、云南，水电装机占比超70%，发电量占比超80%。2019年，四川火电3084小时，云南火电2113小时，火电小时低位徘徊时，已出现电力（负荷）缺口或紧平衡，这是水电装机占比大、径流式电站多的特殊电源结构导致的。
2019年，重庆发电811亿千瓦时，用电1160亿千瓦时，外来电349亿千瓦时（其中四川308亿千瓦时），用电量中水电占比超44%，所以，2019年重庆火电利用仅3582小时（统调煤电3102小时），就出现约150万千瓦的电力负荷缺口。
（三）三产、生活用电占比大
2019年湖南发电1551亿千瓦时，其中水电发电544亿千瓦时占比35.1%；用电1864亿千瓦时，接受湖北、甘肃祁绍（酒湖）直流送电；平水年，火电3978小时，煤电3796小时。
2019年，湖南的三产和生活用电合计占比高达46.1%，远高于全国30.6%的平均水平，制冷和采暖需求拉动尖峰负荷。以湖南省会长沙为例，2018年夏季空调负荷占比54%、冬季采暖负荷占比46%。特殊的用电结构，加上湖南水电占比较大，导致湖南火电利用小时低于4000的同时，夏冬存在电力缺口。
图2 三产和生活的用电占比（湖南和全国）
煤电在区域电网中不可或缺
以四川为例，煤电在保障枯水期供应、电网潮流分布、电压支撑、西电东送以及枯水期调峰等起到至关重要的作用：
保障枯水期电力供应。四川水电枯水期保证出力仅为装机的30%-35%，形成区域独特的“丰裕枯缺”的供需形势。近两年枯水期，四川主网火电日均上网电量均超1亿千瓦时，火电平均开机容量达75%，最大开机容量达96%，四川火电在枯水期的保供作用不可或缺。
保障电网安全稳定运行。四川电力资源和负荷逆向分布，电源大多位于高海拔地区，长距离接力式输电特征明显，在电网的支撑点上必须有适当规模火电提供电压支撑，近年来，即使在最小运行方式下，四川电网仍然需要330万千瓦左右的火电开机支撑电网安全稳定运行。独特的网源结构和潮流分布，决定了四川火电不可或缺。
调峰需要和水电外送支撑。2018年四川电网丰水期最大峰谷差为1386万千瓦，且峰谷差加剧趋势明显，要满足高峰时段用电，必须依靠火电作为调峰支撑。同时，为提高外送电能质量及通道利用率，客观上火电的外送通道支撑作用不可或缺。
重置各地煤电平衡小时，避免误判电力供需形势
在川滇渝湘，能否提高火电小时以保障电力和电量供应呢？答案是否定的。川滇渝湘火电小时低位运行时，已出现电力缺口或电力紧平衡；如果优先保障电力供应、提高煤电小时，则需压降水风光电量；如优先保证水风光出力、提高煤电小时，则电力缺口将扩大，需常态化拉闸限电。在现有的电源结构下，保障供电、提高水风光比重、提高煤电小时，三个目标难以同时实现，不可能三角。
火电利用小时达5000小时是电量平衡的传统观点，已经不再适合现在的电力供需格局。根据各省不同的发用电结构，在保证电力供应和水风光满发的前提下，电量平衡的煤电小时是不同的：平水、常温年，各省电力紧平衡或刚出现电力缺口时对应的煤电小时，就是新的电量平衡小时。
如果仅因为煤电小时低，就将供需平衡误判为严重过剩而暂缓电源投资，而新电源的前期、核准、建设需要一段时间，期间电力缺口将持续存在甚至扩大。
未来煤电小时将普遍下行
（一）需求侧：三产生活用电占比继续提高
图3 人均用电量和用电结构，千瓦时/人年
2019年，我国人均三产用电量847千瓦时/年，人均生活用电732千瓦时/年，三产和生活的用电占比30.6%。英美德法等发达国家，人均二产和生活用电量远高于我国，用电结构是二产、三产和生活用电各占1/3。预计未来我国三产和生活的用电量和电量占比将继续提高，需求侧的用电结构变化，将导致夏季和冬季的尖峰负荷更陡峭。
（二）供给侧：风光占比继续提高
火电、抽蓄、核电能提供稳定出力，水电次之，风光是波动性电源，只能提供电量，无法参与电力平衡。未来新增电源中，风电光伏等波动性电源的占比越来越高，能提供稳定出力电源占比下降。
（三）未来各区域煤电小时将普遍下行
未来，在全国范围内，需求侧三产、生活用电占比提高，电力负荷更加陡峭，发电侧能提供稳定处理的电源占比持续下降；煤电在提供电量的同时，需提供更多的调峰服务，各区域的煤电平衡小时将普遍下行。
设置容量电费
历史上我国大部分电源都自带调峰能力，习惯上只为电量付费，不为电力调峰付费。电力辅助费用（含调峰费用）在电费中的占比，经过数年爬升，2019年上半年提高到了1.47%。
表1 电力辅助服务费用及占比
四川、重庆、云南的存量调峰火电仅靠电量电费不足以盈亏平衡，煤电企业亏损面达到100%，部分企业资不抵债，面临资金链断裂的风险。以云南为例，截止2018年底，11家统调煤电厂平均资产负债率达147%。如新建本地调峰煤电项目或外送电以填补电力缺口，煤电小时低位运行，项目经济性存疑。
川滇渝湘等地煤电小时低、电力紧平衡甚至有负荷缺口，说明当地需要调峰煤电提供的电力。建议在上述地区试点容量电费，避免存量煤电破产、增量煤电缺乏投资意愿，从而恶化当地的电力供应，避免因为拉闸限电影响当地经济民生。
（作者系电力行业从业者，文章仅代表个人观点）
参考文献：中电联副理事长王志轩《煤电利用小时下降是必然趋势》。