多地“十三五”末将现短时供电偏紧

　　日前，国家能源局发布《2021年煤电规划建设风险预警》（以下简称《2021预警》），有多个省份煤电建设风险等级下调。记者对比《2021预警》与电规总院发布的《中国电力发展报告2017》（以下简称《报告》）发现，《2021预警》提示的煤电装机充裕度等级为绿色的地区，与《报告》预测的未来电力供应偏紧地区高度重合：冀南、陕西、浙江、江苏、安徽、湖北、湖南、江西、海南九地区，2021年煤电装机充裕度均为绿色，预计上述九地区2019、2020年将出现短时电力供应偏紧的情况。

　　近年来，国家陆续出台一系列关于促进煤电有序发展、调控煤电规划建设的通知文件，并已连续三年发布煤电规划建设风险预警，不断加强煤电规划建设的宏观调控力度，促进煤电行业健康有序发展。根据《报告》，2017年我国煤电新投产3404万千瓦，同比降低26.3%； 2017年开工建设规模仅为705万千瓦。

　　“‘十二五’期间我国煤电装机容量年均增速为6.8%，自2016年开始，煤电装机增速明显趋缓。”电规总院副院长杜忠明表示，2015年煤电装机容量增速高达7.0%，2016年降至5.1%。“截至2017年底，我国煤电装机容量98028万千瓦，同比增速仅为3.6%，已降至2000年以来最低水平。”

　　2017年，我国煤电发电量38803亿千瓦时，同比降低1.7%；煤电利用小时数较2016年提高了约134小时，达到4278小时。记者对比过往数据发现，2014年至2017年，我国煤电发电量基本持平，而2014、2015、2016年煤电利用小时数连续出现同比下降，在2017年实现了同比升高。在发电量小幅下降、新机组投产、新能源发展等因素影响下，煤电利用小时数不降反升，体现出煤电在结构调整、规模控制方面取得了较为明显的效果。

　　2017年8月，十六部委联合印发《关于推进供给侧结构性改革 防范化解煤电产能过剩风险的意见》，明确提出“十三五”期间全国停建和缓建煤电产能1.5亿千瓦，淘汰落后产能0.2亿千瓦以上，实施煤电超低排放改造4.2亿千瓦、节能改造3.4亿千瓦、灵活性改造2.2亿千瓦。到2020年，全国煤电装机规模控制在11亿千瓦以内。

　　从电源分布上看，截至2017年底，山东、内蒙古、江苏、河南、山西、广东、新疆7省区煤电装机容量超过5000万千瓦，占全国煤电总装机容量的49.9%。但由于各地区用电需求及外送通道情况不同，江苏、河南虽然煤电装机容量较高，2021年煤电装机充裕度预警等级仍被定为绿色与橙色，并存在出现短时电力供应紧张的可能。

　　“尽管华北、华东、西北等地区未来三年分别将有数千万至上亿千瓦新增装机投产，但其中非化石能源装机将占据较大比重，电量贡献占比与新增装机容量的比例有较大差距。”有电力行业分析师指出，“考虑到风电、光伏等新能源出力的不稳定性，负荷集中省份在用电高峰期仍将出现电力供应紧张的情况。”

　　杜忠明指出，2017年全国电力供需总体宽松，黑龙江、吉林、云南以及蒙东地区存在电力冗余；迎峰度夏期间，河北南网、山东、江苏三地出现了一定供电紧张的情况。未来三年，全国电力供需将延续总体宽松的态势，预计河北南网、陕西、浙江、江苏、江西以及海南6个地区的电力供需偏紧；2019年后，安徽、湖北、湖南、河南四省电力供需也将呈现偏紧态势。

　　也有业内人士认为，随着经济形势逐渐好转，用电量需求增速回升，严控煤电规模将加剧个别地区高峰时段的电力供应紧张。

　　统计显示，2017年，煤电发电量约占我国总发电量的60.5%，同比降低1.7%；煤电装机占我国电源总装机容量的55.2%，同比降低2.1%。“可以看出，煤电电量占比高于容量占比，这是由电源特性决定的。”一位业内专家表示，“煤电运行稳定以及具备一定的调节能力的特性，决定其支撑电源的位置不会发生变化，在迎峰度夏等用电高峰期仍将承担主力电源的责任。”