全社會用電量增速較快，1～7月月度同比增量均較大，電力需求增長過快導致供給增長相對不足

1～9月全社會用電量累計61651億千瓦時，同比增長12.9%，比2020年提高了11.6個百分點。鑒于2020年受疫情影響，2020～2021年兩年年均增速7.4%，2019～2021年三年年均增速6.5%，基本上與2017年（6.8%）、2018年（8.9%）持平，但疫情導致近兩年用電負荷波動較大。從增量看，2021年1～7月每個月同比增量均較多，創下近幾年新高。8～9月有所緩和，主要受三季度大規模拉閘限電影響。電力需求增長過快導致供給增長相對不足，2021年1～8月我國電源裝機同比增長9.5%，但是火電、核電、水電等穩定供應電源裝機同比增長2.1%，低于近幾年數據，在風光出力受阻情況下，電力保障存在較大壓力（見圖1、圖2、圖3）。

電力設備利用創近三年新高，但遠低于“十二五”水平，設備利用不充分是導致拉閘限電主要原因

從整體看，1～8月發電設備利用小時達到近三年新高，但與2018年1～8月相比，仍低31個小時。從分月看，除3月和6月，其余月份也低于近幾年最高值，特別是三季度。目前我國火電發電量占比超過70%，1～8月累計利用小時創近兩年新高，但仍比2011年低569小時，比“十二五”年度平均低305個小時。根據1～8月數據，火電折算全年利用小時約4500小時左右，低于“十二五”期間平均5000小時水平（見圖4、圖5）。

設備利用不充分主要是由水電、火電設備利用不充分導致，特別是作為供電主體的煤電

從各發電類型看，核電、風電利用小時均創新高，特別是核電。在用電增長的情況下，2021年1～8月核電利用小時比去年同期提高了338個小時，達到5219小時，充分發揮了基荷保障作用。風電利用小時在2021年前8個月達到1500小時，連續幾年保持增長，風電利用率持續攀升。我國四川和云南是對水力發電貢獻最大的省份，占全國水電發電總量接近50%，2021年以來，云南和四川部分地區降水量較往年并不算很充裕，水電受西南地區來水減少導致利用小時連續三年下降。作為供電主體的火電，在全國多省市出現拉閘限電、其他發電類型受阻的情況下，利用小時增長有限（見圖6、圖7）。

煤、電價格擠壓導致煤電企業發電意愿較低

今年全球大宗商品價格暴漲，加之國內用能需求猛增，地方政府能耗雙控壓力較大，煤炭供應不足，煤價快速上漲，9月動力煤期貨現貨都推升至1400元/噸以上，10月企業動力煤現貨快速突破歷史極值，多地突破了2000元/噸。因為煤炭價格地區差異較大，各地燃煤上網電價也與煤炭資源稟賦和運輸成本關系較大。就東部沿海省份而言，煤電上網基準價在0.4～0.45元/千瓦時之間，當前平均不含稅上網電價為0.36元/千瓦時。從成本考慮，綜合考慮折舊0.05元/千瓦時，人工及運維0.05元/千瓦時，財務費用0.02元/千瓦時，管理費用0.01元/千瓦時，測算燃料成本、煤炭價格與企業盈虧的關系：一是如果燃料成本超過0.26元/千瓦時（含稅），對應5500大卡動力煤入爐價格680元/噸，預計多數企業將僅能夠維持盈虧平衡。二是如果燃料成本超過0.33元/千瓦時（含稅），對應5500大卡動力煤入爐價格864元/噸，預計多數企業將出現虧損現金成本，企業將沒有動力從事電力生產，在我國電網強制性考核機制下，一些電廠被迫報非停避免損失或者因為沒錢買煤而停產。此外，我國電力現貨仍處于試點階段，煤電企業主要簽訂的年度、月度售電合同，電價無法隨著煤價的快速變化而調整，電價往下游傳導有限（見圖8、圖9）。

四季度煤炭供應加碼，煤電價格有望企穩，電力保供壓力有所緩解

2021年10月8日，國務院常務會議明確要求，保障能源安全、保障產業鏈供應鏈穩定是“六保”的重要內容。做好有序用電管理，糾正有的地方“一刀切”停產限產或“運動式”減碳，反對不作為、亂作為。國家發改委近期也采取積極措施，緩解煤炭、煤電供需緊張。

一是在煤炭供應上，釋放煤炭產能。9月底以來允許153座煤礦核增產能2.2億噸/年，相關煤礦已陸續按核定產能生產，四季度可增產5000萬噸以上。將具備安全生產條件的38座建設煤礦列入應急保供煤礦，允許階段性釋放產能，合計產能1億噸/年。為60余座煤礦辦理接續用地手續，確保1.5億噸/年以上產能穩定釋放。10月19日國家發改委在煤電油氣運重點企業保供穩價座談會上指出，10月18日的日產量已超過1160萬噸，創今年新高，力爭煤礦日產量達到1200萬噸以上。據國家統計局，9月國內生產原煤3.3億噸，日均產量1113萬噸，第四季度可增產5500萬噸，即日均增產60萬噸，達到1173萬噸，在產能有效釋放的情況下，10～12月月產量3.5億噸～3.6億噸，疊加月進口量0.3億噸，不考慮38座新增應急保供煤礦1億噸/年，四季度月度供給量在3.8～3.9億噸，與2020年12月用煤高峰基本持平（見圖10）。

二是在煤電價格改革上，有序推動燃煤發電電量全部進入電力市場。在保持居民、農業、公益性事業用電價格穩定的前提下，將市場交易電價上下浮動范圍由分別不超過10%、15%，調整為原則上均不超過20%，對高耗能行業可由市場交易形成價格，不受上浮20%的限制。推動工商業用戶都進入市場，取消工商業目錄銷售電價。保持居民、農業用電價格穩定。目前山東、江蘇等地已組織開展了深化煤電上網電價市場化改革后的首次交易，成交均價較基準電價“頂格上浮”（不超過上浮20%的價格最大值）。廣西在10月17日發布《自治區工業和信息化廳關于進一步調整2021年全區電力市場化交易方案的緊急通知》，對于不參與交易或未成交的35千伏及以上用戶，按照電價上浮20%的原則進行結算，對于高耗能行業用戶，按照上浮50%進行結算。煤電價格改革機制加速落地，有助于緩解煤電緊張壓力。

綜合以上分析，筆者認為，從裝機上看我國電力供需整體寬松，供需兩端對本次拉閘限電都有影響，但核心制約因素還是在供給側。在需求側，2021年出口快速增長導致用電負荷快速增長，凸顯電力供給增長相對不足，特別是水電、核電、火電等穩定性電源增量較少。電力設備利用創近三年新高，但仍低于“十二五”時期的平均水平，設備利用不充分或是導致拉閘限電的主要原因，特別是煤電，2021年煤電企業煤炭庫存處于歷史低位，煤電“頂牛”導致煤電虧損嚴重，企業發電意愿較低。

煤電稀缺性屬性凸顯，在“十四五”“十五五”仍需發揮基礎作用

根據國際能源署研究，當可再生能源滲透率超過15%，電力系統靈活性運行成為首要關鍵問題，當超過25%，電力系統整體穩定性意義重大，需要系統整體具備抗干擾能力。2020年我國非水可再生能源發電量占比約11.4%，青海、黑龍江、寧夏、吉林、內蒙古、甘肅、山西、北京等地均已超過15%，隨著可再生能源進入更快速發展階段，“十四五”“十五五”期間新型電力系統需要大量靈活性資源作為支撐（見圖11）。

新能源出力不穩定影響電力平衡。風電仍處于技術降本階段，2025年陸上高、中、低風速地區的度電成本將分別降至0.1元、0.2元和0.3元，近海和深遠海風電度電成本將分別降至0.4元和0.5元，度電成本市場競爭力逐步增強。但新能源出力與用電負荷曲線匹配度較低，甚至在某些時段完全相反，風電在負荷高峰時刻出力處于較低水平，光伏對午高峰能起到較好地支撐作用，但晚高峰時出力基本為零，根據2018～2020年電網實際運行情況，最大負荷時刻新能源出力可能低至裝機的3%，對高峰電力平衡帶來很大挑戰，現階段仍需火電等常規機組兜底保障（見表）。

隨著全球溫室氣體導致的極端天氣頻發，電力系統對安全性要求較高，我們測算2030年極端天氣對電力靈活性性需求。假定2030年最大用電負荷18.2億千瓦。正常下風光能夠得到有效利用，光伏、風電裝機均為6.5億千瓦，最大出力按60%計算，最小出力風電按15%容量承擔基荷，光伏為0。則在風電最小出力且出現最大負荷的極端情況下，則煤電需提供出力6.45億千瓦，以煤電10.5億千瓦計算，煤電負荷率為61.4%。相反，當風光出力達峰且出現最小負荷的極端情況下，風光出力7.8億千瓦，綜合考慮抽水蓄能、新型儲能及需求側響應，煤電需提供出力2.1億千瓦，以煤電10.5億千瓦計算，煤電負荷率為20%。煤電由電量基礎向靈活性資源轉變，這也是《關于完整準確全面貫徹新發展理念做好碳達峰碳中和工作的意見》提出的加快現役煤電機組節能升級和靈活性改造，加快形成以儲能和調峰能力為基礎支撐的新增電力裝機發展機制所要求的（見圖12）。

水電方面，我國水電裝機容量3.7億千瓦，其中抽水蓄能0.3億千瓦，水電（含抽蓄）是較為理想的調峰調頻電源，但受制于資源和環境的雙重壓力，大規模水電開發空間有限，同時水電本身具有周期性，也存在季節性調峰需求。根據《抽水蓄能中長期發展規劃（2021～2035年）》，2025年我國抽水蓄能達到0.6億千瓦，2030年投產規模達到1.2億千瓦。目前我國已出臺抽水蓄能兩部制電價政策，抽水蓄能已具備經濟性，預計“十四五”“十五五”抽水蓄能裝機目標將大概率完成。

氣電方面，氣電應側重啟停調峰機組建設，而不是熱電聯產機組建設。燃機聯合循環以熱定電，熱電比較低，調節性能較差。單循環燃氣輪機啟動時間最短，從啟動到額定負荷一般不到20分鐘，優勢明顯，從機組運行安全性角度考慮，單循環燃氣輪機從空負荷到滿負荷均能穩定運行，可調比例為100%，高于燃氣蒸汽聯合循環最小穩態負荷（約30%額定出力）。此外，從國際趨勢看，天然氣是未來唯一增長的化石能源，但我國天然氣需要大量進口，天然氣應更多定位為工業燃料、化工原料和城市燃氣。

儲能方面，除抽水蓄能外，儲熱技術已處于規模化應用階段，電化學儲能處于規模化應用前期，其余的大部分均處于示范階段和商業化初期。目前我國電化學儲能發展迅速，2020年裝機增長了91.2%，接近翻番，2017～2020年增長了7倍，由1.7吉瓦增長到3.3吉瓦。電化學儲能年度新增幾乎全部來自鋰離子電池，由1.4吉瓦增長到2.9吉瓦，電力行業主要使用磷酸鐵鋰電池。相比動力電池，儲能業務大部分為跨界企業，基本采取主營業務為主、儲能業務為輔的系統發展模式。規模儲能電池依托新能源、火電等項目，儲能經濟性與配套項目密切相關，需滿足電力系統對儲能安全性要求。2021年8月9日，國家發改委出臺《關于鼓勵可再生能源發電企業自建或購買調峰能力增加并網規模的通知》將推進多元化儲能技術創新及應用，特別是電化學儲能，加速推進以新能源為主體的新型電力系統建設。預計2025年新型儲能裝機超過3000萬千瓦，鑒于產業成熟周期，新型儲能將主要是磷酸鐵鋰電池，年均增長超過60%。

主要發展建議

新型電力系統建設是一個長期的、系統性工程，煤電仍是新型電力系統的重要支撐，一味的、一刀切地去煤化、去煤電化將對能源電力安全可靠穩定供應帶來較大影響。“十四五”“十五五”期間我國各區域逐步進入后工業化社會，全國能源消費逐步進入“總量增加，增速下降”的減速增長階段，但仍處于碳排放上行階段。“十四五”“十五五”期間，我國電力供給端出力和需求側負荷雙向波動逐步加大，能源電力供應整體寬松，但局部地區季節性、階段性偏緊將越發凸顯，電價波動性也逐步成為常態。在儲能、氫能等創新靈活性技術逐步具備競爭力的過程中，仍需煤電在促進可再生能源消納、提高電力系統靈活性調節能力、保障區域季節性階段性電力供需安全中發揮重要作用。

一是加強頂層設計，明確煤電發展路線圖。從碳達峰、碳中和的角度進一步明確煤炭階段性產量、進一步明確煤電在能源系統及電力系統中的定位和作用，從降低實體經濟用能成本構建現代經濟體系的角度，從系統建設自平衡新型電力系統的角度，統籌煤電增量和存量發展，明確未來煤電技改路線，明確煤電合理退出節奏，減少煤電不必要投資和沉沒成本。

二是積極探索煤電容量成本補償機制，完善電力現貨及輔助服務市場機制。隨著我國可再生能源裝機規模和發電量的不斷提高，煤電將向靈活性調節電源轉型，其利用小時數將持續下降，煤電機組投資回收難以達到預期。在可再生能源大省，適當引入發電容量成本回收機制，適度保障發電企業的積極性。目前大部分省區電力市場以中長期交易為主，為了促進電力資源優化配置，需要在總結電力現貨市場試點省份建設經驗的基礎上，積極穩妥地推進電力現貨市場建設，進一步完善輔助服務分攤機制，提高煤電靈活性改造的積極性。

本文刊載于《中國電力企業管理》2021年10期，作者單位：英大證券有限責任公司。