进一步，如果整个“十三五”期间仅有4000亿千瓦时煤电电量增长空间的判断成立，那么以11亿千瓦作为2020年煤电装机规模的“天花板”明显不合理，毫无道理可言。相关研究表明，当前电力普遍过剩，不存在要靠增加煤电装机规模来保障资源裕度和可靠性的问题。就系统灵活性而言，现役煤电机组改造是最经济的途径，而长期来看必须要靠抽蓄、气电等更为灵活的电源以及需求响应、储能和灵活的市场机制等一揽子方式来保障。而且，短期来看，增加煤电装机会增加系统运行的刚性约束，对系统灵活性并无积极贡献。更为重要的是，有关研究表明，2020年后电力需求增速进一步放缓，仅靠可再生、核电和气电等清洁电源就可满足新增电力需求，那么“十三五”期间新增的装机将拖累煤电部门的整体经济性，并成为电力行业低碳转型的障碍。
图5.2013-2017年发电耗煤量分析
（四）煤电经济性展望
2014-2016年上半年的低煤价与高上网电价给煤电项目带来了可观的经济效益。随着2016年初煤电上网电价下调3分钱和2016年下半年动力煤价格的迅速攀升，煤电盈亏平衡迅速发生逆转。进一步，在电力供需宽松的大环境下，煤电机组利用小时数的逐步走低和直购电比例稳步扩大等因素对煤电项目的经济性产生了巨大影响，预计2017年全国煤电将陷入全行业亏损的境地。经测算，一个标准60万千瓦的煤电项目，利用小时数为4072小时，5500大卡的动力煤价格按照535元/吨的长协价进行核算，其度电成本约为0.35元/kWh；而煤电上网电价调整后，全国煤电上网电价平均水平约为0.36元/kWh，再考虑直购电降价和比例扩大因素，煤电2017年的全行业亏损局面将无可避免。2016年全国直购电量约8000亿千瓦时，占同年煤电发电量的20%，度电比标杆电价降幅约6分钱，相当于煤电一度电降低1.2分钱；2017年直购电量要达到全社会用电量的30%，约占当年煤电电量的45%，如按6分钱降价幅度计，相当于煤电一度电降低2.7分钱。
选取广东、山东、山西、新疆和内蒙古五个在建煤电规模最大的省份对煤电机组经济性作进一步分析。从LCOE与上网电价的对比情况来看，广东、内蒙古与山东三省（区）电价和度电成本基本持平，而山西、新疆两大煤电基地省份将出现成本与电价倒挂。从新建项目投资回报来看，广东、山东和内蒙古三省（区）的内部收益率尚能维持在5%左右，另外两省份该收益率预计将跌至负值，无法收回投资。要注意到这些省份要么是煤电基地省份、要么是电力负荷中心省份，其变化对判断全国煤电经济性走势有着风向标意义。
图6.2017年典型省LCOE与上网电价对比
作为可调节电源，煤电还承担着备用、调峰等重要的系统服务功能。由电量型电源向电力型电源转变，也是在我国特定的电源结构现状下加速可再生能源规模化利用而赋予煤电的新使命。为此，2016年国家能源局已经部署煤电机组灵活性任务工作，而东北电网辅助服务市场化也将为电力型煤电机组探索新的商业模式。但是，辅助服务市场的发展、调整和成熟尚需时日；更重要的是，指望辅助服务收益来弥补煤电因利用小时数下降的收入损失也非常不现实。以全世界来看市场机制最为成熟的美国PJM为例，2010-2015年其批发市场中各种辅助服务（运行备用、无功补偿、调频和其它）占总收入的平均比例不过3%。
（五）弃风、弃光、弃水问题展望
2016年弃风、弃光、弃水问题呈恶化趋势，弃风弃光的主要原因有四个方面：一个是布局问题，二是电网输送问题，三是系统调节能力问题，四是总体电力过剩。为此“十三五”规划国家能源局坚持集中与分散并举原则；在可再生能源布局上已进行了系统优化；以贴近需求和就近消纳原则，大力促进风电光伏的就近消纳和分布式、分散化发展；同时，通过煤电灵活性改造、加快抽蓄和气电发展等措施全面提升系统的灵活性，提高电力系统的调峰能力。
然而，持续恶化的弃风弃光，除了技术问题，更重要的还是体制机制和深层次利益格局调整问题。在过剩形势加剧和经济形势不明朗的环境下，预计2017年“三北”地区弃风弃光问题将难有改善。另一方面，还应关注目前中东部和南方省区的新问题冒头。
政策建议
2017年是实施“十三五”规划的关键一年，也是电力体制改革的关键一年，必须在“建市场、转机制、调结构、促转型、提效率”上取得实质性突破。
一是认真评估“十三五”煤电装机目标的合理性和必要性。建议在2017年底进行中期评估，按程序对煤电规划目标进行滚动修正。
二是升级执行“三个一批”煤电调控政策，力争2019年之后不再投产新增煤电项目。严控煤电装机规模，使其利用小时数保持合理水平，避免煤电行业陷入长期亏损境地。
三是结合电力体制改革探索与构建电力型煤电机组的商业模式。根据备用机组、灵活性改造机组的资本回收情况、年运行固定费用、备用与调峰的变动与机会成本等要素设计电力型煤电机组的商业模式，据此进行电力市场规则设计。选择典型省份开展辅助服务市场改革试点，为煤电逐步从电量型机组向电力型机组转变设计适用的市场机制。2017年东北地区辅助服务市场化试点将全面启动，应在实际运行的基础上尽快总结经验、及早全面推广。
四是加快电力市场、特别是现货市场建设。按计划削减煤电的计划电量指标，2017年3月后新投产的煤电项目不再下达计划指标。对商业化能力较强的风电，探索市场化支持新机制：在细化落实可再生开发目标引导制度和非水可再生能源发电配额考核制度的基础上，变FIT为固定补贴政策，改革电力调度机制，探索通过电力市场和绿色证书交易等多种途径实现可再生能源的高效规模化发展。
特别是，电力市场改革已进入攻坚阶段，如2017年不能在现货市场、特别是跨区现货市场落地上取得突破，持续改革的动力和动能受阻，改革可能会陷入僵持阶段。而在当前雾霾横行、经济下行压力巨大的环境下，有效的跨区电力市场有望在降低经济整体运行成本、激发经济增长活力、空气质量改善和减排协同方面发挥联动作用。以京津冀电力市场为例，如果北京的燃气电站不是用于北京的基荷，而是作为调峰电源参与京津冀电网平衡，这样河北的风电消纳问题可得到极大改善，而北京也将因大幅降低供电成本而受益，同时因减少了煤电电量京津冀的空气质量改善也将受益。
原标题:2017年电力行业展望
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