上半年煤电项目火力全开 搭车特高压会否“跑偏”

（原标题：上半年煤电项目火力全开 搭车特高压会否“跑偏”）

对于国内的煤电而言，当下可能是最好的一段时光，也可能是最后的一段疯狂。之所以是好时光，是因为作为煤电最主要成本的煤炭价格在上半年出现了一轮剧烈的走跌，同时，煤电发电量也在逐月回升，煤电企业在抵抗疫情冲击中展现出了足够韧性。

然而，作为传统能源，煤电的地位终究是会让位给清洁能源及可再生能源的。煤电的疯狂则可以从密集推进的项目略窥一二，今年前五个月，总共有48GW(合4800万千瓦)的新推进煤电项目。这一状况令业内对煤电的定位产生了激烈辩论。

从中期来看，煤电的定位将在电力十四五规划中有清晰的界定，但是，在记者采访中，行业决策部门的官员对此并不愿多言。国家能源局的一位官员向记者表示，电力十四五规划正在制定中，当前不便发表意见。国家发改委的一位官员则向记者直言，“煤电的话题最近很敏感。”

煤电项目火力全开

近期，国际环保组织“绿色和平”披露的一份数据引发了业界对煤电的新一轮关注。各省已公布的重点项目、环评和发改委核准等审批所涉及的煤电项目信息显示，今年前五个月，除46GW在建煤电项目以外，目前全国至少还有48GW的煤电项目正处于新推进阶段。

这些新推进的煤电项目大致可分为三类，包括22.4GW的新规划项目、2020年前五月批准的11.4GW项目以及14.7GW的新开工项目。48GW的规模是2019年全年投产煤电项目装机量的1.6倍，是2019年全年新批煤电项目装机量的2.8倍。

根据绿色和平的研究，2020年新推进的煤电项目中有八成是地方企业投资。其中，又以陕西、广东和山西三个省份最为积极，新推进煤电项目装机量分别为13.4GW、8.5GW、4.7GW。

记者在对部分项目梳理后发现，陕西的情况颇具代表性。今年3月，陕煤黄陵、延长富县、陕投清水川三期、榆能杨伙盘、大唐西王寨5个煤电项目获批，总装机796万千瓦。这些项目的投资单位多是本地的支柱企业，例如陕煤集团、陕投集团等。

此番煤电“大跃进”让人想起了四年多前的情况，由于行政审批权的下放，煤电项目在2016年时也曾迅速上马。如今，面对新冠疫情的冲击，煤电项目因其稳投资、保就业的特性再度受到关注，更多因素的交织令这轮煤电“大跃进”更加扑朔迷离。

今年2月，国家能源局发布了《2023年煤电规划建设风险预警》，似乎也给当前的情况做了铺垫。根据预警，除山西、甘肃和宁夏三省为红色以外，其余大部分地区的充裕度飘绿，彼时，就有观点提出，要警惕地方投资煤电的热情可能被再度点燃。

记者了解到，从上述预警情况的变化来看，全国电力供需形势正稳步摆脱煤电产能过剩的局面，与2016年相比，煤电核准和建设严格受控的状态大大缓解。

事实上，6月份以来，仍然有新推进煤电项目的消息传出。湖北能源(000883)公告称，为满足襄阳及鄂西北地区日益增长的用电需要，更好地推进煤电能源项目协同发展，公司计划在宜城市投资建设宜城路口2×1000MW火电项目，项目投资约75亿元。

对于今年煤电项目快速增长的情况，厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强认为，如果电力需求增速维持在2018年水平的话，电力供应缺口是有可能出现的，而这些新推进的项目可能是基于当时的情况策划的。

记者查阅数据了解到，从最近5年来看，2015-2018年，电力需求增速处于加速释放的过程，2015年的电力需求同比增速为2.9%，此后一路扩张至2018年的8.5%，不过，到了2019年，需求增速又降为4.5%。

林伯强表示，如果电力需求增幅很小的话，可以考虑用清洁能源来满足，但如果电力需求增幅较大，就必须依靠新建煤电。“清洁能源的发展速度虽然比较快，但体量仍然较小，而水电的规模是比较稳定的，增长起来比较难。”

背后的特高压考量

如果从今年新推进的项目规模来看，煤电的确存在过热的苗头，需要警惕。但通过多方采访，记者了解到，新推进的煤电项目中，有不少项目都是作为特高压的配套电源，而特高压又是今年力推的新基建之一。

例如，国家能源局《关于陕西陕北煤电基地陕北至湖北输电通道电源建设规划有关事项的复函》，就是为陕北-湖北±800kV特高压输电工程电源点方案放行，正好包含前述796万千瓦的5个煤电项目。

根据上述文件要求，配套的煤电项目要充分发挥调峰能力，为风电、光伏发电等新能源外送提供必要支持，保障新能源消纳能力。事实上，特高压工程如果输送新能源电力，势必需要煤电或火电参与调峰，特高压线路搭配煤电也是惯常操作。

除了陕西与湖北的特高压以外，甘肃省与山东省也签订了联合推进陇东-山东特高压直流工程的战略合作框架协议，陇电入鲁的配套项目之一就是位于甘肃的灵台4×1000兆瓦煤电一体化工程。按计划，该煤电项目将于明年3月开工建设，2023年6月投产运行。

华北电力大学教授曾鸣在接受证券时报记者采访时表示，根据当前新的形势，特别是考虑到疫情影响，需要通过新基建等多种途径拉动经济，而特高压又是新基建的重要组成部分，这就为煤电项目的发展孕育了新的空间。

林伯强也阐述了类似的观点，他认为，特高压的经济性体现在两方面，一是输电距离要远，二是输送电量要大。同时，特高压要有配套的电源，可以是清洁能源，也可以是煤电，如果今年特高压项目比较多的话，为煤电留下的空间就可能会比较大。

“建设特高压是需要有配套电源的，光有线网而没有电源是不行的，至于电源，除了考虑可再生能源以外，当然也要包括一部分煤电。”曾鸣介绍说，为提高特高压的输送效率，需要煤电与可再生能源搭配，这样才能保证外送电力的稳定。

绿色和平在提出问题的同时，也给出了相应的政策建议，包括地方规划部门要与监管部门一道巩固化解煤电过剩产能的成果，从严控制2020年煤电投产规模；国家能源局也应密切关注地方2020年新推进煤电装机量过大、过快的情况，避免再次出现煤电装机过剩。

但需要指出的是，绿色和平在论据中并没有着重强调新推进煤电项目中有不少是特高压配套电源这一情况，这是否会使煤电发展的相关政策建议产生偏差？

对此，证券时报·e公司记者采访了绿色和平气候与能源项目主任李丹青。李丹青表示，在六部委最新发布的煤电去产能通知中，只针对各省自用煤电项目提出了限制要求，也就是说新建新批的特高压外送项目不会受到限制。

“然而，由于全国煤电产能过剩问题严峻，煤电利用小时数逐年降低。受疫情和全球经济下滑的影响，煤电的利用小时数还将进一步降低。”李丹青认为，这些特高压配套煤电在相当一段时间内很难产生经济效益。“从经济优势的角度来看，特高压输电线路多输可再生能源才能使外来电的价格优于本地，更具有经济性。”

李丹青据此指出，作为新基建，特高压应向智慧化的方向发展，消纳高比例的可再生能源，助力大规模可再生能源并网。

煤电角色定位有待明晰

记者注意到，近期，华北电力大学教授袁家海团队发布了《中国电力供应安全的经济分析与保障路径研究》，其中明确指出，中国“十四五”电力发展已不能按照2018年和2019年的预判来进行总量规划，尤其是煤电发展规模问题。

国家发改委能源研究所研究员姜克隽也曾发出类似的声音，中国在“十四五”期间不需要新增煤电机组就可以实现电量和系统的需求。他认为，煤电机组内部结构可以有变化，但总装机量可以不增加。从中长期角度看，煤电将逐渐退出历史舞台。

持这类观点的人士基本都有一个关键的论点，就是煤电利用小时数的下降。数据显示，2015-2019年，中国的煤电发电量净增5334亿千瓦时，而煤电装机净增199吉瓦，这相当于过去五年里，净新增的煤电机组每年有效运行2680小时，远低于5500小时的设计运行小时数。

另外，反方的论点还在于，中国电力系统近几年一直存在整体电力过剩而尖峰电力短缺的问题。如果依赖增加电源来满足最大电力负荷需求，将付出极大的经济代价，造成严重的投资浪费和电力资源挤压。

袁家海团队甚至尖锐地指出，在未来经济增长和用电需求存在极大不确定性的情况下，不宜继续扩大煤电规模。煤电电量已到达或接近峰值，继续新增煤电会拉低整个煤电行业的效益；以保障电力供应安全为借口建设煤电，实际上是对各类资源的电力价值的认识不清晰。

关于煤电的定位及发展方向，业内正反两方面观点都十分鲜明。持积极态度的意见认为，要继续扩大煤电装机规模以保障电力供应安全。例如，国网能源研究院、中国电力企业联合会分别建议2030年要有12亿千瓦以上或是13亿千瓦的峰值煤电装机。

由此可见，各方对中国煤电未来增长空间的判断出现巨大分歧的关键点是，如何既能以较低的成本确保未来电力安全，又能在现有约束下满足时不时出现的电力尖峰负荷。

曾鸣向e公司记者表示，“十四五”期间煤电的定位将主要是两点，首先，从国内电力系统的供能结构、资源禀赋、用户构成及负荷中心分布等因素分析，煤电仍然会起到主导作用，“短时间内不可能仅依靠可再生能源就支撑中国的整个电力系统，所以还要新建一部分煤电。”

至于第二个定位，与前面讲到的特高压有关联，就是在特定环境下，煤电要与可再生能源搭配，也就是所谓的“风光火大捆”，使煤电能够为可再生能源调峰，克服后者的波动性问题。

正是基于这两点，曾鸣认为，煤电的发展也要区别对待。特别是，中西部地区的煤电还是有开发空间的，而东部负荷中心就尽可能不要发展煤电了，这样既能拉动西部经济，又能够使西电东送的资源优化配置。

对于这一问题，林伯强也表达了类似的观点，从各种电源来讲，煤电仍是最有竞争力的，即使不考虑竞争力因素，清洁能源面临的主要问题是体量还很小，不足以满足能源整体增长的需求，那么还是要依靠煤电。