核心阅读：在电力新基建规划下，可再生能源加速发展，到2025年煤电装机增长至11.5亿千瓦，较2019年底净增1亿千瓦，“十四五”新增的煤电装机将仅为“十三五”时期的1/4。
“当前，电力行业正面临转型机遇，而疫情影响可能改写‘十四五’电力需求增长的预期轨迹，客观上扩大了电力转型窗口。”华北电力大学近日发布研究报告《新冠疫情后的中国电力战略路径抉择：煤电还是电力新基建》(以下简称《报告》)指出。
《报告》认为，电力传统基建规划下，风电、光伏等可再生能源正常发展，继续优先煤电建设，到2025年煤电装机增长至12.5亿千瓦，较2019年底净增2亿千瓦;但在电力新基建规划下，可再生能源加速发展，相对于传统情景减少部分煤电建设，到2025年煤电装机增长至11.5亿千瓦，较2019年底净增1亿千瓦，“十四五”新增的煤电装机将仅为“十三五”时期的1/4。
煤电批量重启难掩生存困境
中电联此前发布的数据显示，截至2019年底，全国煤电装机10.4亿千瓦，占发电装机总量的52%。上述《报告》指出，根据“十三五”规划，到2020年煤电装机应小于11亿千瓦，但今年底煤电装机很可能接近11亿千瓦。
据记者了解，今年以来，大量煤电项目获得核准，多个省份的停建缓建煤电项目重启，煤电呈现“开闸”之势。
中电联行业发展与环境资源部副主任叶春表示：“尽管‘十三五’煤电装机大概率会在规划目标内，且今年以来煤电板块经营状况有所缓解，但国家近期为了对冲经济下行风险，加大固定资产投资，火电项目核准频繁，部分地区的电力供应可能将再现过剩。”
另一边，火电机组利用小时数普遍偏低，火电企业破产、亏损的消息屡见不鲜，煤电深陷生存困境。
“由于可再生能源运行不稳定，目前核准批复的煤电项目中，很大一部分是特高压配套电源，火电承担调峰功能，与风光打捆输送。但这种规划是否可行，大量可再生能源的接入，调峰成本又应该由谁买单，这都是‘十四五’规划中需要探讨的问题。”华北电力大学经济与管理学院教授袁家海指出。
传统基建利用效率不及预期
《报告》指出，煤电和主要用来输送煤电的特高压线路属于传统基建，强调在硬件方面的投入，追求数量上的规模效益，是供给侧规模经济，而非新时代要求的供需互联的经济发展模式。“这种‘重发、轻供、不管用’的电力发展理念无法解决当前及未来长期面临的‘电量充裕、电力紧张’的结构性矛盾。”
对于电力新基建，《报告》指出，电力新基建突出结构调整和经济转型升级功能，电力加强与5G、物联网、大数据等创新技术的融合，实现电力系统的绿色、安全、高效、智慧发展。袁家海认为，基于此，电力新基建包括以光伏、风电为代表的可再生能源、储能技术、综合能源服务、配电网和数字电网等。“电力新基建将赋予需求侧响应和节电效率更高的水平。”
袁家海对比了电力传统基建与新基建的产业链，以及带来的投资效果与产出，认为与新基建相比，传统基建的性价比值得商榷。“目前煤电和特高压输送清洁能源的利用效率远不及预期。2019年，设计容量为680-1050万千瓦的浙福线路、1000千伏的晋东南-南阳-荆门线路、900千伏锡盟-山东线路，这三条通道利用率均仅有10%左右。”
“此外，特高压线路的建设虽旨在输送可再生能源电力，但在实际运行时，却需要大量配套煤电。以甘肃酒泉—湖南±800千伏输电工程为例，作为我国首条大规模输送新能源电力的特高压直流工程，其设计输送能力为800万千瓦，配套的煤电高达600万千瓦。”袁家海说。
新基建或助力煤电高质量发展
自然资源保护协会高级顾问杨富强指出，为实现二氧化碳排放力争于2030年前达峰的中期目标和努力争取2060 年前实现碳中和的远景目标，我国未来要推进形成以清洁可再生能源为中心的灵活清洁、安全高效的电力系统，新基建是必然选择。
袁家海也表示，电力传统基建投资取向偏好大型国企，相比之下，由于民企在电力新基建产业拥有更高的市场份额，能够充分拉动民间投资，创造就业机会。
《报告》建议，随着新能源接入电网，煤电的远距离输送应尽可能减少，建设特高压应优先考虑可再生能源消纳，优化配置全国能源资源。“明确增量特高压项目配套大规模煤电远距离输送不符合电力发展方向，需要支持的是‘风光水火储一体化’‘源网荷储一体化’的跨区消纳模式;传统的‘风火光打捆’特高压输送模式，应明确特高压通道最低利用率和年输送新能源电量最低比例。”
《报告》还强调，在电力新基建体系下，应逐步退出落后煤电机组，优先开发消纳清洁能源，提升电力供给质量，配电网和数字电网建设提升电网供给效率，煤电灵活性改造和延寿管理扩大有效供给，促进新能源消纳。
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