日前，六部委发布《关于做好2020年重点领域化解过剩产能工作的通知》和《2020年煤电化解过剩产能工作要点》，提出今年年底全国煤电装机规模控制在11亿千瓦以内。

　　如何理解主管部门对煤电规模的控制力度？各地如何把握新建煤电项目节奏？对此，记者专访了中电联电力发展研究院副院长张琳。

　　中国能源报：六部委日前发布的文件释放出什么样的信号，应该如何理解？

　　张琳：一方面，要求煤电发挥“托底保供”的作用，要有序安排新增项目核准、开工和投产时序。风电、太阳能发电有效容量低，现阶段储能技术尚未大规模应用，电化学储能仅仅是100多万千瓦，抽水蓄能也仅3000万千瓦。与20亿千瓦发电装机相比，系统调节能力是比较低的，新能源出力的间歇性与电力发输用同时完成、适时平衡的特点不相适应，难以承担起保障电力供应可靠性的任务。

　　另一方面，文件也表明了新增煤电要严格控制，避免出现煤电产能过剩风险。目前煤电核准权限下放到各省，地方政府、企业由于对本省的市场空间、相邻省间互济能力、跨区输电项目等信息掌握的不准确、不及时，可能出现盲目上项目的问题，也不排除存在为拉动经济而冲动投资的问题。

　　有观点将这一轮煤电建设理解为“开闸放水”，显然是不对的。文件的要求是有序安排煤电建设，尽可能减少煤电新增规模，对遏制投资冲动、促进煤电有序发展非常有意义。

　　中国能源报：除了从供给侧保障供应外，是否可以通过限制需求侧、削减尖峰负荷水平实现电力供需平衡？

　　张琳：目前，用电缺口还不能单纯依靠消减尖峰负荷来实现。

　　我国用电基数大，还处在较快增长阶段，今年消减尖峰负荷5%，考虑存量基数明年就可能需要消减10%。现代社会的正常运行与电能关系密切，消减的幅度不可能太大，最近国家发改委的文件是要求形成3%左右的需求响应能力。因此，消减尖峰负荷只能是推迟电源建设1-2年，满足电力系统调节和电力可靠供应要求，还是需要建设一定规模的煤电来“辅助服务”和“托底保供”。

　　中国能源报：根据中电联相关统计，截至2019年底，我国煤电装机10.4亿千瓦，对比文件中提出的“控制在11亿千瓦以下”的要求，今年煤电机组投产是否仍有较充足的空间？

　　张琳：客观上，今年煤电机组建设投产有较充足的新增空间。

　　我国已向国际社会承诺到2020年和2030年，非化石能源消费占比要分别达到15%和20%。为此，在能源消费侧，国家已提出实施能源消费总量和强度“双控”措施。在《电力发展“十三五”规划》中，提出2020年底煤电装机规模控制在11亿千瓦以内，是一个约束性指标。现在来看，是完全能够实现的。

　　中国能源报：文件多次提及合理安排应急备用电源、应急调峰储备电源，这部分电源是否纳入11亿千瓦的规模限制中？如何对这些项目进行管理？

　　张琳：《关于煤电应急调峰储备电源管理的指导意见》中规定，应急调峰储备电源属于未投入商业运行的煤电机组，不纳入现役煤电装机统计范围。因此，投入商运后应该是纳入11亿千瓦的规模限制中。

　　我理解，“应急调峰储备电源”的提法，是在“十三五”初期，由于用电增速波动大、煤电开工规模大、需要防范过剩风险，出于保障供电安全的考虑提出的。项目建成了，只作为应急调峰储备电源，不给“准生证”，对企业经营有很大影响。在电力系统相关规程中已有负荷备用、事故备用、检修备用，我建议以后不应再单独安排应急储备电源。在这一轮煤电建设中，在同等条件下应优先核准应急储备电源项目投产发电。

　　中国能源报：煤电机组稳定保持额定功率运行的情况正越来越少。对于新建项目，是否应将具备一定的灵活性作为技术要求，以使其适应新能源发电比例持续升高的趋势？

　　张琳：《关于做好2020年能源安全保障工作的指导意见》中明确提出，开展现有火电机组调节性能改造，提高电力系统灵活性和调节能力。提高电力系统灵活性，应该说是适应新能源发电间歇性特征的重要举措。

　　目前我国抽水蓄能、燃气发电等灵活调节电源占比不到6%，抽蓄电站受站址资源和建设工期限制、气电受气源和气价限制、储能电站受安全性和经济性限制，难以满足系统调节需要。因此，“十四五”期间，煤电灵活性改造仍是提高系统调节能力的现实选择。

　　我认为，煤电灵活性改造要有序安排推进。重点对30万千瓦及以下煤电机组进行灵活性改造，作为深度调峰的主力机组，甚至参与启停调峰；对于新能源消纳困难的地区、核电利用小时数不高的省区，可考虑部分60万千瓦亚临界煤电机组进行灵活性改造参与深度调峰；而当弃电率控制在合理范围时，应不予安排新的改造项目，防范改造项目过剩、增加企业负担。