电力过剩 我国人均电力消费与发达国家相差甚远

尽管遭遇阶段性的电力过剩风险，但煤电尚未到日薄西山之时，未来还有一定发展空间。不过，煤电发展思路或许应由“大”转“小”，更多发展小型电热(冷)多联产机组。

继取消15项、合计1240万千瓦不具备核准建设条件的煤电项目后，国家能源局近日印发《关于进一步调控煤电规划建设的通知》，再次出拳化解煤电潜在过剩风险。

随着电力过剩不再犹抱琵琶半遮面，加之环境压力巨大，越来越多的人认为煤电已经日薄西山，将彻底从辉煌走向衰落。今年以来的重拳屡出，似乎更加坚定了其判断。

事实上，治理煤电潜在过剩风险的举措效果，有待事实检验、时间评判。我们对煤电未来的认识，大可不必如此武断、妄下结论。只要追根溯源，就能有返朴归真的清醒认知。

煤电是主力的电源品种。我国的能源资源结构，决定了以煤为主的电源结构。这是自然限制，短期内不会以人的意志为转移。去年全国能源消费总量为43亿吨标准煤，其中煤炭消费27.43亿吨标准煤，占全国能源消费总量的64%。在能源转型过程中，煤炭消费比重会下降，但用于发电的煤炭比重会上升，因为煤电清洁高效利用也是我国能源转型必然的选择方向之一。

煤电是经济的电源品种。尽管有人拿出全成本概念，质疑煤电经济性，而力挺新能源发电经济性，但至少从目前来说，煤电经济性保持坚挺。根据规划，风电2020年实现与煤电上网电价相当，同期光伏则与电网销售电价相当。近日，国家拟调整新能源发电上网电价，三类不同地区的光伏上网电价分别从每千瓦时0.98元、0.88元、0.80元，调整为每千瓦时0.75元、0.65元、0.55元。其引起的轩然大波，很能说明其经济性究竟如何。

煤电是稳定的电源品种。煤电是最为传统、成熟的发电技术，其稳定性无须赘言。以风电、光伏为代表的新能源，其资源本身的间歇性、随机性、波动性特征，加上目前相关技术水平的局限，能量输出的稳定性还不尽如人意。为了达到更好的输出效果，往往还需要与传统电源进行打捆。煤电是电力系统稳定的基础，只有煤电稳系统才能稳。欲去煤电而后快者，千万不能忽视这一点。

对于当前的电力过剩风险，有两点认识不能扭曲。其一，这是系统性过剩，不是煤电过剩。煤电虽然是主力电源品种，但将当前的电力过剩全部归咎于煤电，显然有失偏颇。其他电源品种近年来的大干快上，恐怕也难辞其咎。其二，这是阶段性过剩，不是永久性过剩。去年全国人均电力消费4142千瓦时，与发达国家的人均用电相比差距很大，即使按较低的年人均7000千瓦时计，亦还有约3000千瓦时增长空间。

所以，言煤电日薄西山，目前为时尚早，不异痴人说梦、异想天开。当然，煤电也决非朝阳产业，其发展空间不会如新能源那般风光无限好。未来之路，尚需细思量。

首先，加强统筹规划，把握煤电发展方向。煤电发展规模、空间布局，必须有权威、滚动的统筹规划指引。去年底，全国煤电达到9亿千瓦。未来空间究竟有多大，业界认识尚不一致，需要规划部门决断。有权威专家提出，2030年达到煤电装机峰值11亿~12亿千瓦，值得决策部门重视。

其次，强化能源监管，确保审批权下放后的规范有序。煤电审批权下放之后，出现了发展失序的深刻忧虑。在电力体制改革背景下，局面更加复杂难解。这正是需要能源监管力量的地方，以保证政策生根、规划落地、市场有序。

再次，考虑煤电发展由“大”变“小”，更好适应城镇化。煤电经历了从“小”到“大”的发展历程，单机容量达到了此前难以想象的百万千瓦级。随着城镇化的推进，煤电当考虑更多发展小型电热(冷)多联产机组，既可以满足新型城镇供热(冷)需求，又可以实现煤炭的高效清洁利用。

最后，加快电力体制改革，更多发挥市场的作用。出口方面，发用电计划放开已提上日程，这将改变煤电企业的口粮保障，让企业到市场中求生存。但在入口方面，能否将煤电审批权下放再进一步，推进项目业主招标制?既能一定程度解放政府审批部门，又能更多地赋予发电企业经营自主权。