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“十二五”以来，中国电力发展的形势发生了很大的变化。在全国层面，风光等可再生能源快速发展，并迅速替代煤电成为增量电量供给的主体；而煤电在维持必须电量供给的同时，承担了更多维持电网稳定的职能。
在区域层面，全国不同地区、不同省份电力供需及发展的不平衡性进一步体现。东北、华北、西北和西南地区可再生能源大规模发展，在数量上超过了当地的消纳能力，需要通过跨区域输送线路输送到东部等负荷地区；东部、东南部等用电大省受到资源和环境的约束，煤电的发展空间受限，利用小时数偏低，更多的采用发展本省可再生能源以及大规模接受外电的方式满足电力需求的增长。
煤电沙龙第十一期我们荣幸地邀请了国网经济技术研究院规划二处副处长刘斯伟、清华大学低碳能源实验室助理研究员杜尔顺、原国网吉林省经济技术研究院教授级高工周景宏参与关于“重要电力输出省份煤电发展展望”的相关讨论。
重要电力输出省份煤电发展现状
山西是煤电大省，截至2019年年底，总装机容量接近1亿千瓦，其中约70%是煤电，煤电发电量约占85%。风电光伏装机容量约占24%，发电量占10%左右，剩余的主要是水电和气电。山西煤电小机组较多，30万以下机组在数量上占比超过了54%，在装机量上占比超过了12%。
清华大学低碳能源实验室助理研究员杜尔顺表示：山西的最大用电负荷3200万千瓦，仅总装机量的三分之一，存在严重电力过剩的现象。山西火电利用小时数已由2011年的5284小时下降到了2019年的4265小时，低于全国火电平均利用小时数4293小时。山西的煤电本省难以消纳，主要以外送为主，这也给未来山西的能源转型带来了巨大的挑战。
从电源来看，2019年甘肃的火电装机2104万千瓦，占总装机容量的39.9%，水电装机904万千瓦，风电、光伏装机分别为1297万和908万千瓦。甘肃的电源装机结构清洁化特征非常明显，它的可再生能源电量占比已经达到了60%，其中风光占比达到了42%，已经超过了火电的40%。
国网经济技术研究院规划二处副处长刘斯伟表示：甘肃电力发展分为内用、外送以及省间互济三个维度。内用一般指甘肃自身的电力负荷以及配套的相应的内用的电源。外送现在主要是酒湖直流，以及配套电源。省间互济主要因为甘肃电网位于西北电网中心位置，它承担着西北五省区电力余缺互济的任务。
吉林省位于中国东北的中部，吉林电网北面由四回500千伏线路与黑龙江电网相连，南部同样由四回500千伏线路与辽宁电网相连，在西部有两回500千伏线路与蒙东电网相连，四回500千伏线路连接到扎鲁特特高压直流换流站，扎鲁特外输通道也是现在吉林电网的一个主要外送通道。
截至2019年年底，吉林省总装机量3200万千瓦左右，其中煤电是1900万千瓦左右，煤电当中70%的机组是热电联产机组。吉林的水电机组包括常规和抽蓄，装机约为是450万千瓦，风电机组装机约560万千瓦，太阳能发电装机约270万，2019年全社会用电量是780亿千瓦时，最大负荷是1138万千瓦。
原国网吉林省经济技术研究院教授级高工周景宏表示：由于吉林地区供暖周期比较长，供热的需求比较大，所以规划的相当多的这种煤电机组都是热电联产机组，需要满足民生的供热需求。因此，吉林的煤电产能控制需要统筹考虑民生问题，此外，热电联产机组较差的调峰能力也不利于本地新能源的消纳。
重要电力输出省份煤电发展的关键问题
甘肃的风电消纳一直是一个比较大的难题。甘肃的电力是基本平衡的，但是就电量而言，煤电仍处于比较富裕的状态。同时酒湖直流特高压也没有达到它的设计的输送能力。
对于以上问题刘斯伟认为：酒湖直流的输送容量为800万千瓦，配套电源为600万千瓦的火电（其中新建400万千瓦，网上汇集200万千瓦）、700万千瓦的风电和280万千瓦的光伏。截至2019年底，配套的400万千瓦的火电未投运，这就导致了离特高压直流离设计的800万千瓦的输送能力还有一定距离。但是酒泉直流在配套电源项目建设滞后的情况下，通过落实各种改造和补强工作，其输电能力不断提升，外送能力已达到550万千瓦，累积外送电力超过400亿千瓦时，助力甘肃电源利用小时数不断上升，支撑新能源消纳水平连续三年实现“双升双降”。目前甘肃风电投资预警也已由红色调为橙色。
山西省当前热电机组即使处于最小出力的运行方式下，仍然存在着严重的弃光弃风的现象。这说明现阶段山西电网的灵活性和新能源发展的矛盾已经日渐凸显。
对此杜尔顺表示：“十三五”期间，国家计划对2.6亿的煤电机组进行灵活性改造。山西是华北电网改造的一个重点。山西电网自身存在着严峻的电源结构性矛盾，山西电网的电源结构以煤电为主，且一半以上是热电联产机组，这对整个山西电网的灵活性能力以及未来转型都相对不利。
吉林省“十三五”期间，的新能源消纳得到了明显的改善，弃风率已经由2017年的21%下降到了2019年的2.5%，提前完成了“十三五”期间国家下达的弃风率低于5%的目标。
周景宏表示：“十三五”期间风电消纳得到改善有以下几个原因。第一是在一段时间内，由于国家将吉林划为红色预警区域，吉林省对风电建设叫停，集中力量消化存量风电。第二是东北电网通过联合运行、统一协调来共同消纳东北地区的风电，使吉林风电的利用小时数得到了明显提升。第三，东北电力调峰辅助服务市场的建立，也解决了部分风电消纳的问题。最后，也是最主要的方面，吉林通过白城地区四回500千伏线路接入了扎鲁特，极大的缓解了风电消纳问题。
电力输出省份未来煤电发展展望
杜尔顺表示：山西煤电的主要问题有过剩情况严重，煤电机组落后，小机组较多，燃煤效率低下，煤电装机结构失衡等。煤电的战略定位应由过去的“主体能源、基础地位、支撑作用”转向近中期的“基荷电源与调节电源并重”，再到长远的“调节电源”。
煤电厂提供的产品主要是电能和热能。如果是电能不可取消，则通过等量或减量的替代方式采用大容量高效机组来替代小容量低效机组；如果是热能不可替代，则通过用大容量背压机组来替代中小容量的抽凝或背压机组。
此外，山西负荷结构以第二产业为主，因此在未来的山西的清洁化转型的方向中，整个产业方向要往第三产业数字化智能化的方向进行发展。
周景宏表示：“十四五”期间，东北地区应加大电力调峰辅助服务市场建设，包括市场规则的完善，需求侧资源的纳入，以促进新能源的消纳，同时保障煤电的合理收益。此外，还要通过建设外送通道、实施精益调度、跨区支援、电能替代、大力支持省内火电灵活性改造等方式，优先保障风电、光伏电力消纳，大幅提高新能源的消纳能力。
刘斯伟认为：甘肃的煤电在“十四五”期间还将扮演重要角色。短期内，对于电力外送通道，新能源还是无法取代煤电的支撑性作用，新能源提供一定清洁电量，煤电保证新能源没有出力的时候能够给予足够的电力和电量支撑，从而既能保证电力送到受端电网后有可以保证的电力质量，同时保证电力送电通道的利用效率，也能将新能源的清洁化意义发挥到最大。
与煤电相比，“十四五”期间在山西、甘肃和吉林等电力输出省份，可再生能源将形成上网的价格优势，同时煤电的角色将发生很大的变化。在“十四五”期间，这些省份仍将承担重要的电力外送职能。因此，煤电和可再生能源不仅仅是一种直接竞争的关系，也有相互促进、协调发展的关系。
