煤电新定位及转型发展方向

能源转型是实现碳达峰、碳中和目标的关键任务。在转型过程中，煤电发展形势和定位发生了重大转变，基于我国资源禀赋，在“双碳”目标引导下，煤电将经历增容控量、控容减量和中长期减量降碳三个阶段。要适应新形势下的新定位，煤电应提升新功能、拓展新模式，实现绿色低碳、节能高效、灵活调节、智慧协同发展转型。依据区域资源禀赋，耦合需求差异化发展，可以开展现役机组升级改造、新建支撑保障机组、合理利用关停到役机组、深度挖掘调节能力和综合智慧能源拓展五大方向转型发展。保障煤电发展转型，应完善煤电电价机制，建立起以容量电价、调节性电价、电能量电价组成的三部制煤电电价体系。

（来源：电联新媒 作者：柴茂）

“双碳”背景下煤电发展面临新形势

煤电发展形势发生重大转变

实现“双碳”目标是我国经济社会发展的内在要求。携手应对气候变化、推动绿色低碳转型成为世界各国的共同课题,加快绿色低碳转型、实现碳中和目标已然势不可挡。碳达峰、碳中和目标的提出，是着力解决资源环境约束问题、建设美丽中国、实现中华民族永续发展的必然选择。

能源绿色低碳发展离不开煤电转型。立足我国能源资源禀赋，推动能源革命，必须实现能源绿色低碳转型。传统能源逐步退出必须建立在新能源安全可靠的替代基础上，煤电由提供基荷电量向提供系统调节能力和安全保障的角色进行转变。

煤电在相当长的时间内仍是我国主体能源。2021年煤电发电装机占比46.6%，发电量占比60.0%。煤电以不足50%的装机占比，生产了全国60%的电量，承担了70%的顶峰任务，发挥了保障电力安全稳定供应的“顶梁柱”和“压舱石”作用。

煤电发展面临的五大问题

煤价与电价的矛盾长期存在。煤电承受煤价高企、电价低迷的双面夹击，煤电企业经营压力巨大，对煤电保障电力安全稳定供应形成影响。

煤电调峰价值没有得到有效体现。煤电承担了超出自身额度的电力系统调峰作用，没有得到合理回报，不利于煤电灵活性资源潜力挖掘和创新。

煤电技术改造缺乏合理的成本疏导机制。现役煤电机组的技术改造不断深化推进，部分技术改造缺少成本回收渠道的问题，直接影响到灵活性改造计划的全面落地。

煤电控容减量缺乏规划引领。应坚持先立后破、保障安全的原则，明确煤电控容减量阶段规划目标，推进有序替代和稳步减碳。

煤电降碳减碳缺乏机制保障。现行的煤电电价机制是基于电能量服务的，不能有效促进碳达峰、碳中和目标如期实现，需要优化煤电电价机制。

煤电的发展空间与新定位

煤电转型发展三个阶段

在“双碳”目标引导下，煤电将在近中期有一个科学合理控制装机容量和发电量的过程，大致分为“十四五”增容控量、“十五五”控容减量，以及中长期降碳减碳三个阶段。

煤电增容控量阶段。“十四五”期间煤电在满足基础负荷的同时为系统安全稳定运行提供灵活性支撑，煤电装机容量仍需有一定的增长。预计2025年煤电装机13.3亿千瓦，煤电灵活性改造规模1.3亿千瓦以上，发电量峰值为5.5万亿千瓦时。

煤电控容减量阶段。“十五五”期间煤电进入装机峰值的平台期，发电量、耗煤量稳步下降，更多承担系统调节、高峰电力平衡的功能。预计2030年煤电装机14亿千瓦，发电量峰值5.8万亿千瓦时，实现煤电碳达峰、能源电力碳达峰目标。

煤电降碳减碳阶段。2030年后煤电发电平均利用小时数继续降低，煤电将从电力电量并重的支撑性和调节性电源向顶峰、调峰、应急备用的调节型电源转型，煤电进入继续降低碳排放、减小碳排放阶段，从而实现碳中和目标。

煤电转型发展需要优化电价机制

基于我国国情和煤电机组情况，在落实碳达峰碳中和目标、构建新型电力系统的过程中，需要明确煤电的新定位。煤电仍需要承担电力安全稳定供应的兜底保障作用，需要承担经济的系统灵活调节的主体作用，应明确煤电将从主体电源转变为电力电量并重的支撑性和调节性电源，新型电力系统中煤电是主体支撑性电源和最重要的调节性电源。

煤电是电力系统主体支撑性电源

2021年全国统调最高用电负荷为11.92亿千瓦，考虑13%备用率，2021年顶峰需求容量估计为13.4亿千瓦，顶峰有效发电容量为15.1亿千瓦，容量裕度为1.7亿千瓦，仍出现部份省区有序用电及电力供需偏紧。

据估算，2025年全国统调最高用电负荷为14.4亿千瓦，考虑13%备用率，顶峰需求容量为16.3亿千瓦，能够供给的顶峰有效发电容量为17.6亿千瓦，2025年顶峰容量裕度下降至1.3亿千瓦，将进一步加大电力供需偏紧程度。

因此，需要在“十四五”期间新建一批清洁高效先进节能的支撑型、保障型的煤电机组，2025年煤电装机规模达12.5亿~13.3亿千瓦。

煤电是电力系统主体调节性电源

2021年全国发电容量23.8亿千瓦，灵活性调节电源占比18.5%，约4.4亿千瓦。预计2025年发电容量31.4亿~32.1亿千瓦，需要建设灵活性调节电源，灵活调节电源占比应达24%左右。

据估算，2030年最大用电负荷21.4亿千瓦，发电容量40.3亿千瓦，风光新能源16.2亿千瓦，测算顶峰有效发电容量21.4亿千瓦，煤电需提供顶峰出力12亿千瓦，煤电负荷率高达85.7%。

据估算，在2030年最小用电负荷15.6亿千瓦，在风光出力达峰的极端情况下，测算煤电需降低出力至2.6亿千瓦，煤电负荷率需低到18.9%，与安全保障要求差距巨大。

相较于其他调节型电源，煤电调峰具有明显的体量和成本优势，电力系统调节资源的保障要求煤电承担起调节型电源主力军作用。

煤电转型发展方向

煤电产业既要发挥兜底保障和灵活调节作用，支撑新型电力系统建设，同时也要充分发挥存量资产价值，积极适应新定位，提升新功能，拓展新模式。煤电转型发展主要有现役机组升级改造、新建支撑保障机组、合理利用关停到役机组、深度拓展调节能力和向综合智慧能源拓展五个方向。我国地区间资源禀赋有不均衡性，煤电转型应考虑区域电力发展的差异化特征，制定相应区域化的煤电转型策略。

现役煤电机组全面改造升级

推动现役煤电机组行业实施节能降耗改造、供热改造和灵活性改造的“三改联动”，深入推进煤电清洁、高效、灵活、低碳、智能化高质量发展。“十四五”期间，完成煤电机组节能改造规模不低于3.5亿千瓦，到2025年做到应改尽改；积极实施煤电替代供热，完成供热改造约6800万千瓦；完成2亿千瓦煤电灵活性提升改造，增加系统调节能力4000万千瓦；合计提升消纳新能源能力4亿千瓦。

新建支撑保障煤电机组

为应对全社会用电需求，2025年前需要继续新建2.3亿~2.7亿千瓦清洁高效先进节能的煤电机组。一是在大型风光电基地建设支撑消纳的煤电机组，二是在能源供应保障重点区域且有负荷增长空间的供电紧张地区合理安排建设煤电机组。新建煤电机组必须具备较高的灵活性调节水平。

合理处置关停到役机组

“十四五”期间，共计淘汰3000万千瓦煤电机组。对于无需原址重建、“退城进郊”异地建设的关停机组，应“关而不拆”，作为应急备用电源，由此可形成1500万千瓦应急备用能力。

我国现役煤电机组大部分具备在设计寿命基础上延寿运行10年以上的能力。到役煤电机组根据需要，完成适应性改造后符合能效、环保、安全等要求的，可延寿运行转为应急调峰电源，“十四五”可形成超过5000万千瓦发电容量，可以相应节省全社会投资约1100亿元。

深度拓展煤电调节能力

在燃煤机组灵活性改造挖掘了机组内部技术潜力之后，通过模式创新、技术创新、产业耦合和供需协同等方式，突破煤电机组最低稳燃特性、环保要求及系统安全等因素的制约，提升煤电组合调节能力，深度拓展煤电调节能力。

煤电调节能力深度拓展的技术路径众多，积极探索煤电抽汽蓄能、协同储热、就近差峰多联供等调峰新技术，探索与压缩空气储能技术、电化学储能技术、大用户协同调峰响应协同联合应用等创新模式，探索储能融合优化运行，提升煤电组合调节能力。具体来说，煤电拓展深度调节能力，可以开展煤电+抽汽储能、煤电+储热、电锅炉、煤电+压缩空气储能、煤电+电化学储能、煤电+富氧燃烧等多途径技术路线。

煤电调节能力深度拓展，近年来不断涌现创新实践案例。产业耦合、供需协同、模式创新等都有新进展，有的热电项目实现了多联供、综合智慧能源服务，正在向最低发电负荷为零的目标突破创新。

向综合智慧能源拓展

煤电需要从单一发电服务转型为提供多种能源联合供应服务，因地、因企制宜，构建智能供电、气、水、热等系统，构成区域综合供能网架，为城市提供“电、热、冷、汽、水、压缩空气”等多能源供应。煤电向综合能源转型发展可以通过煤电生物质耦合、煤电与资源再利用组合发展等方式开展。

煤电生物质耦合发电，可以利用农林废弃物和城乡有机废弃物，通过将其加工成燃料颗粒替代燃煤掺烧，也可以通过气化处理产生可燃气体送入锅炉，实现生物质能处理耦合发电，减少温室气体排放，同时实现锅炉低负荷稳燃，提高机组灵活性调峰能力。

煤电与资源再利用组合发展是推动煤电“生态共享型电厂”发展新模式，为城市提供高效低碳的能源服务，使煤电向污染治理企业转型、向多种能源类型综合供给转型。协同处置市政污泥、垃圾及工业固废等生物质废弃物，实现减量化、无害化、资源化处置。实现区域内能量体系的梯级利用、循环利用，灵活匹配多种用能需求，降低区域碳排放，打造绿色智慧低碳综合能源服务示范区。

煤电转型发展需要优化电价机制

煤电有了新的定位，应有与之配套的市场电价机制的保障。新型电力系统背景下，电源分为提供电力安全保障的电力容量、提供灵活调节能力的辅助服务和提供能量保障的发电量等功能，按照回报与功能相适应的原则，应建立新的煤电市场机制。将目前现有煤电电价分解为容量电价、灵活性市场电价及电能量市场电价，形成三部制电价机制，使电价构成更加清晰合理。

建立发电容量市场

电力系统中真正可以保障电力安全供应的是有效发电容量，有效发电容量能够准确评估电力系统发电能力，其与电力负荷需求的比例是衡量电力安全保供能力的重要指标，是引导电力行业长期规划发展的重要信号，是国家宏观调控、电力调度计划和电力交易计划的基础。

根据当前电力市场化情况，应建立起存量机组执行容量补偿、新建机组实施竞争性容量市场的电力容量市场机制。通过容量补偿基本覆盖发电设备投资成本，享受容量电价的机组在电力系统需要时必须顶得上、压得下、发得出、控得稳，发电侧容量电价按类核定。用户容量实行注册制，注册后的用电容量即为用户的用电权，采用标杆电价核定用户侧容量电价。

电力灵活性市场机制的再设计

电力灵活性包括发电侧、用户侧、储能等市场主体提供的系统灵活性或电力调节能力，即目前的调频和调峰等辅助服务。按照“谁提供、谁受益，谁享用、谁分担”原则，针对目前电力辅助服务存在的“零和博弈”、缺乏价格激励、电力灵活性供给严重不足三方面问题，明确各类电源应承担同等幅度的调节任务。优化现行的辅助服务市场考核与补偿机制，分摊费用要从服务提供方传导至终端用户侧及服务购买方，以体现灵活性贡献价值。

继续深化电能量市场化改革

在建立容量市场及灵活性调节市场机制的同时，应进一步完善现货市场、中长期交易机制，加快推进电能量的标准化交易，探索构建物理合约与金融合约相结合的中长期交易模式，优化中长期交易机制，适时推进电力期货市场。

本文刊载于《中国电力企业管理》2022年第11期，作者系中国电力技术市场协会电力市场研究中心主任。