长远看，我国煤电该如何发展？

      “2018年，电力发展规模与结构效益同步提高。据初步统计，全年全社会用电量增速8.5%，装机总规模达19亿千瓦。近3年的数据来看，电能替代在终端电能消费中的拉动力将近达30%左右，再电气化已成为我国能源转型的有效途径之一。”中电联行业发展与环境资源部副主任薛静日前在北京召开的“新常态下能源战略与管理研讨会”上向记者表示。  

        据了解，我国电能占终端能源消费比重每提高1个百分点，单位GDP能耗可下降2-4个百分点。公开信息显示，2015年电力占终端能源消费比重仅达22.3%；2016年被称为“电气化元年”，电能占终端能源消费比重持续提升，2017年电能替代终端化石能源消费达1650亿千瓦时，全国全社会电气化率达26.3%。 

      “能源供应电气化将继续拉动电力消费增长，预计2020年，终端电能替代电量达5800万千瓦时，可占全社会用电比重达7%-8%。”薛静向记者介绍“电能替代还体现在一次能源的供给侧，就是尽力减少化石能源供应、加大风、光、水电的比重；供应与消费两侧发力，提高我国全社会电气化率，这是符合我国资源禀赋特征的能源转型路径。” 

         据悉，全国各区域基本实现联网，并形成北、中、南三条送电通道。数据显示，2017年，跨区跨省合计输电总计2.3亿千瓦，三条通道累计送电量达3350亿千瓦时、2700亿千瓦时、2060亿千瓦时。2018年底，初步测算跨区通道输电规模应该超过了1.5亿千瓦，增强了对东部地区电能替代能力。  

        我国电源结构仍以煤电为主，但占比连年下降。2018年全国煤电装机及其发电量规模占比分别下降到53%、63.7%。薛静指出：“煤炭在较长一段时间内，仍将作为我国基础性能源运行，煤电在电力系统的供应主体和为新能源灵活调节两大功能依然要发挥重要作用，成为煤炭清洁利用、煤电保障电力系统清洁供应的承载体。在当前电力经济运行格局下依然要高度关注电煤价的供需关系，总体判断短期内电煤供应有所宽松，价格在高位上波动性回落，但是2019年电煤供需形势仍然不太乐观，煤电企业亏损局面难以改观。”  

      据记者了解，我国抽蓄、燃机等灵活调节电源占比不到6%，“三北”地区不足4%，中东部地区高峰时段、南方水电丰枯交接时期电力供需呈现结构性、时段性偏紧，相较西班牙、德国、美国灵活调节电源占比分别为34%、18%、49%，我国电力系统灵活调节先天不足。  

       长远看，我国煤电该如何发展？  

    “应坚持严控增量，通过结构性减量控制存量，防范煤电产能过剩风险，电力缺口优先考虑跨省（区）电力互济，切实保障2025年煤电装机控制在11亿千瓦以内。”薛静认为，“此外，要优化布局，在西部、北部地区适度安排煤电一体化项目，缓解煤电矛盾，促进网源协调发展，推动解决弃风弃光问题。但是，部分跨区输送的煤电上网价格无法合理地传导到落地电价上，其根本原因就在于煤电基地的煤价以及煤电投资开发、输出、发受端调峰价格机制没有理顺。”  

        未来，我国电源、电网结构调整困难加大，能源转型与电力市场之路任重道远。“主要企业电源、电网投资理性回落，公益性和非盈利性投资加大；新能源补贴缺口新增，企业资金性回流紧张，新能源补贴政策影响很大，绿色配额制应加快出台。”薛静告诉记者。