根据高需求情景预测，煤电装机规模2020年达到峰值9.2亿千瓦，随后进入平台期，2020-2030年将继续保持在9.2亿千瓦的规模。未来几乎不需要新增煤电了。
4月份煤电调控“急刹车”文件发布以来，煤电调控形势扑朔迷离。
短期看，一方面是上半年火电投资完成额同比下降6.4%，5、6月份各省发改委新核准煤电项目规模大幅走低；另一面，上半年煤电新增规模达2150万千瓦，创“十二五”以来新高。
长期看，跨部门协同机制正在强化，市场化调控思路愈加清晰，将加快缩减煤电非市场化电量、2017年3月15日后新投运煤电不再安排发电计划；另一方面，调控的系统难度巨大：据有关机构分析，目前煤电在建总规模高达2亿千瓦，另有约1.6亿千瓦的项目处于申请核准状态，即便“缓核缓建”1.1亿千瓦新建项目，“十三五”期间新增2亿千瓦甚至更多煤电的趋势，依然势不可挡。
那么，“十三五”期间电力需求走势到底如何？需要多高的煤电规划目标？综合实际在建规模和可再生能源发展需求，可行、有效的煤电调控目标又该如何决策？本文尝试对这三个问题进行初步的分析。
一、 电力需求展望
结构分解模型表明，如果高能耗行业“去产能、去库存”政策有效，在高能耗行业电力需求零增长的情景下，即便是传统制造业、新型制造业、三产和居民用电均保持高增长，“十三五”期间全社会用电量增速也不会超过4.2%。只有“电能替代”取得显著进展，甚至能拉动高能耗行业电力需求微增长的情境下，“十三五”电力需求增速才可能接近或高于4.5%。而2020年后，随着我国人均GDP跨越高收入国家行列，电力需求增长还将进一步放缓。
随着电力供应结构持续优化，电力消费增长减速换档、结构不断调整，电力消费增长主要动力呈现由高耗能向新兴产业、服务业和居民生活用电转换，电力供需形势由偏紧转为宽松。2015年，全社会用电量同比增长0.5%、增速同比回落3.3个百分点，第二产业用电量同比下降1.4%、40年来首次负增长，第三产业和城乡居民生活用电同比分别增长7.5%和5.0%，增速同比分别提高1.1和2.8个百分点。
考虑到不同行业其电力增长特性的差异，本文采用情景分析法来讨论未来电力需求的发展空间。由于当前阶段高能耗行业的影响最大，本文将第二产业划分为采掘业、四大高耗能产业，传统制造业和新兴制造业四个部分来讨论其用电需求的结构性变化。
情景设定主要考虑：第一产业的用电量增长相对比较稳定，并且对未来电力需求的影响很小。第二产业中，采掘业用电量增长相对稳定且与四大高耗能行业有一定同步性；针对黑色、有色、建材、化工四大高载电产业设定了微增长、零增长和负增长三种趋势，传统制造业和新兴制造业在正常增长的基础上设定了高速增长情景。第三产业和居民生活用电量在正常增长的预期下还考虑了高速增长的情况。
通过对不同参数及其变化趋势的不同组合，设定了6个情景：情景1、3、5中传统制造业、新兴制造业、第三产业与居民生活用电均设定为正常增长，主要是比较四大高耗能产业的三个不同增长趋势的差异；情景2、4、6中传统制造业、新兴制造业、第三产业与居民生活用电均设定为高速增长，同时可以与情景1、3、5进行对比。
电力需求情景分析的输出结果如图1所示。从情景分析的结果中可以清楚地看到，情景1是所有情景中增速最小的情景，主要是与其他情景进行对比，情景6是增速最大的情景，主要是来探讨电力需求增长可能的上限。从各情景的分析结果来看，2020年我国全社会用电量为6.22-6.99万亿千瓦时，2030年全社会用电量达到7.52-9.41万亿千瓦时。
选取情景4作为基准情景：2020年全社会用电量6.83万亿千瓦时，2030年全社会用电量为9.10万亿千瓦时。基准情景以一个较乐观的电力需求增长为基础，这样电力规划方案具有较高的可靠性，在考虑了各产业用电量正常增长的同时还预留了一定增长空间。
二、 煤电规划目标
“十三五”煤电规划目标设定为9.2亿千瓦，完全可满足电量平衡、电力平衡，并有效保障可再生能源并网的灵活性需求。确保“十三五”期间煤电装机规模尽快达峰，是“十三五”能源规划保障能源生产革命的核心要素。
在电源规划方案中，2020年，水电、核电、气电等大型化、长建设周期的电源项目均以国家已明确的规划目标为主，风电、太阳能等可再生能源考虑资源潜力和经济性改善情况适度加速发展，煤电则是在考虑了上述电源后的平衡项；2030年，假设水电开发基本接近我国水电经济技术可开发规模的上限，而核电、气电、可再生能源要沿着2015-2020年间的发展轨迹加速发展，煤电也是在优先考虑了上述电源后的平衡项纳入规划平衡。
考虑煤电由电量型向电力型电源转型提供灵活性和备用服务的因素，年利用小时应呈稳步降低趋势，但过低的利用小时数则需要完全不同的盈利模式来支撑。本文取2020年煤电利用小时数4500小时，2030年煤电利用小时4300小时，据此规划出来高需求情景下的煤电装机规模是2020年达到峰值9.2亿千瓦，随后进入平台期，2020-2030年将继续保持在9.2亿千瓦的规模。
接下来，从满足电量平衡、保障最大负荷和满足可再生能源并网的灵活性需求三个角度来论证2020年9.2亿千瓦煤电规划目标的合理性与可行性。
（一）从电量平衡看煤电规划目标
从需求侧来看，“十三五”期间最低情景对应的年均全社会用电量增速是2.29%，2020年全社会用电量6.2万亿千瓦时；基准情景中年均增速为4.25%，全社会用电量6.8万亿千瓦时；最高情景中年均增速为4.73%，全社会用电量达7.0万亿千瓦时。以基准情景的电力需求为电量平衡依据进行电源规划，2020年煤电规划目标9.2亿千瓦，而此时对应的平均利用小时数仅为4500小时。即使出现用电需求超预期，全社会用电增速由4.25%提高到4.73%，煤电也能轻易地把年利用小时提高200-300小时，以填补2000-3000亿千瓦时的电量缺口。
（二）从资源裕度角度看煤电规划目标
从资源裕度角度分析，会进一步揭示当前电源装机过剩的实际状态。近期睿博能源智库从这一角度开展了研究。本文假设了3个情景来讨论我国最大负荷的变化以及备用率的差异（表4），分别为最大负荷低速增长情景（S1），推荐情景S2和高速增长S3。各类电源满足最大负荷的等效可用系数参照睿博能源智库中报告的假设，由此可以分别核算出2014年、2020年与2030年的等效可用容量。
从2014年来看，全国最大负荷约为8.4亿千瓦，现役机组的等效可用容量约10.9亿千瓦，其中煤电装机8.3亿千瓦，可估算出2014年的系统备用率约为30.9%。根据电源规划的结果以及等效可用系数的假设，核算出2020年和2030年我国发电侧等效可用容量分别为13.8亿千瓦和18.9亿千瓦。
S1情景（年均增速2%）下，备用率逐步攀升，由2014年的30.9%到2020年的46.6%，2030年备用率已经超过65%，说明在较低的负荷增长情况下，电源过剩问题将日趋严峻。
S2情景（年均增速3.5%）下，最大负荷较S1情景有了更快的增长，2020年最大负荷约10.3亿千瓦，2030年达到14.5亿千瓦。从系统备用率来看，2014-2030年备用率处于一个相对稳定的状态，但是依然维持在30%的较高水平。在规划方案中，2020年我国煤电规划装机9.2亿千瓦，倘若煤电装机容量保持2014年8.3亿千瓦的水平不变，此时对应的系统备用率约为25.6%，从满足最大负荷的角度，2014年的煤电装机容量已经能够满足2020年的最大负荷要求。
S3情景是3个情景中最大负荷增速最快的情景，2020年最大负荷约为11.2亿千瓦，2030年最大负荷达到15.8亿千瓦。该情景下，2014-2030年，系统备用率呈现出逐步下降的趋势，备用率由2014年的30.9%下降至2020年的23.2%，到2030年，系统备用率仍在20%左右，完全可保障系统可靠性要求。
因此，从保障系统最大负荷的需求来看，把煤电规划目标设定为9.2亿千瓦，清洁非化石机组按照已明确的规划目标建设，到2030年电力系统可靠性是有充分保障的。另一方面，“十三五”期间应加大需求侧管理力度，通过各种临时和永久性措施有效消减尖峰负荷。但从另一角度来说，如果煤电规模得不到有效规控，用年运行小时数应达到4500小时以上的煤电机组来保障年不足100小时的尖峰负荷，无论是从机组经济性还是系统效率角度看，都是非常不合算的。
（三）从灵活性角度看煤电规划目标
因可再生能源的随机性、间隙性和不可精确预测性，其大规模并网对电力系统运行造成了很大的挑战。灵活性资源由电源侧（如气电、抽蓄等灵活性电源，改变煤电的运行方式等）、负荷侧（如需求响应、热负荷参与调度、电动汽车等）、电网侧（如跨区资源共享、动态输电能力评估与调整、动态无功控制、动态潮流控制等）、电力市场和系统运行（如实时电力交易、缩短市场关闸时间、向所有负荷和资源开放电力辅助服务等）等多方面构成，需要考虑不同时间尺度、不同类型的最优经济组合。
按照规划，2020年我国风电装机容量为2.5亿千瓦，光伏装机容量为1.5亿千瓦。由于风、光的随机性、间隙性和不可精确预测性则需要通过其他灵活性资源来应对。图7中列出了几项主要的灵活性资源，并进行了量化比较。除了煤电深度调峰外，需求响应（Demand Response，简称DR，按最大负荷的3%预计2020年至少可形成3000万千瓦的资源）、抽水蓄能（4000万千瓦）、灵活煤电（8000万千瓦）、跨区灵活性（3000万千瓦）、光热（不低于1000万千瓦）、电网储能（不低于1000万千瓦）等资源能够提供约2.5亿千瓦的灵活性。
这表明，除了个别省区（如甘肃）因供应严重过剩、电源结构严重不合理、电网送出通道受阻等原因短期内无法根本解决“三弃”问题，总体看我们提出的规划方案基本可保障全国整体可再生能源发展的灵活性需求。倘若出现极端情况，电网灵活性缺口尚可通过常规煤电机组运行灵活性改善来应对。
当前我国常规煤电机组最小运行方式核定普遍过高（一般在60%左右）。有关研究和实践已表明，将30-60万千瓦机组的最小运行方式核低15%-20%，不需要额外的机组技术改造，仅通过运行方式调整和少量增加运行成本即可实现。因此，煤电为可再生能源发展让路和铺路，技术不是核心问题，协调利益机制是关键。
三、 “十三五”煤电调控目标与路线图
根据中电联的最新数据，截至2016年6月底，规模以上煤电装机规模已达到9.2亿千瓦。换句话说，按照我们的测算，我们煤电的装机峰值目标已然达到。
基于前述论证，对2019年底预计达到的10.8亿煤电机组，我们建议煤电调控思路如下：
“核准未建机组全部停建”：确保2016年新核准未建项目全部撤消，确保2016年后不再新核准任何纯凝煤电项目，确保2019年及以后不再新投产煤电机组；
“淘汰3000万低效濒临退役机组”：所在省区未来无可再生能源的灵活性保障需求，20万千瓦及以下能效不达标、濒临退役纯凝机组应到期关停；
“封存4000万20年以上的低效机组”：所在省区未来有保障可再生能源的灵活性需求，10-20万服役期超过20年的低效机组可暂时封存，未来仅作为备用进入辅助服务市场；
“深度调峰改造4000万”：改造一批30-60万千瓦主力机组，未来以系统深度调峰为主，作为电力型机组参与电力市场。深度调峰改造，宜选择服役期超过15年、固定资产折旧基本回收的机组。
煤电调控的长远方向是加快市场化建设，建立真正市场化的电源投资决策机制。然而，市场不是万能的，不能简单地交给市场，试图靠竞争解决所有问题。 解决投资决策盲目性，首先要加强顶层能力建设，提高国家和跨区域、跨领域规划的科学性和执行力度。同时要加快市场监管机制建设，包括行业自律机制、科学预测和优化能力、信息共享能力和机制、必要的公开评价机制、各种利益相关方的参与机制等。最后，在市场有效竞争和长效监管机制完善之前，行政调控的底线不能放弃、不能放松。
