低碳转型背景下如何实现煤炭新能源协调发展

打造新型能源体系，“先立后破”推进煤炭清洁高效利用，增强传统能源保供兜底作用的同时，大力开发绿色低碳、可再生非化石能源的转型发展路径，在业内已取得普遍共识。现阶段，新能源和煤电为新型能源体系的构建各自发挥着重要作用，但由于政策、环境以及行业发展自身规律的制约，新能源和煤电两大业态之间存在着显著不均衡问题。

首先，以风光为代表的新能源存在波动、随机、间歇的特性，对电力系统的可靠稳定运行造成冲击，特别是随着新能源占比快速提升，系统可调节裕度不足的问题加剧；而煤电机组提供了大部分系统灵活性，作为名副其实的“压舱石”和“稳定器”，其系统价值却很难从零和游戏的辅助服务机制中得到补偿。其次，新能源行业得益于数年政策激励下长期高景气预期形成的持续研发环境，已从依赖补贴型过渡到良性发展阶段，盈利面不断扩大；而肩负调节和保供双重责任的煤电则出现全行业亏损，莫说为支撑“双碳”目标和系统稳定运行响应号召开展灵活性改造，就是日常经营都难以为继，现金流断裂、资不抵债现象比比皆是。第三，新能源行业虽然高速增长，但微观层面存在“小、散、弱”、进入门槛低的情况，缺乏精细化、标准化的管理，与长期训练有素的煤电行业相比，管理水平和人才结构存在较大差异。

2023年1月6日，国家能源局发布《新型电力系统发展蓝皮书（征求意见稿）》（简称《蓝皮书》），《蓝皮书》以2030年、2045年、2060年为新型电力系统构建战略目标的重要时间节点，制定新型电力系统“三步走”发展路径，即加速转型期（当前至2030年）、总体形成期（2030年至2045年）、巩固完善期（2045年至2060年），有计划、分步骤推进新型电力系统建设的“进度条”。

在当前“加速转型期”，如何实现新能源与煤电的协同均衡发展，是一大难题。面对此类局面，政府部门最常见的做法是用行政手段安排或促成两大业态的联营，用股权的合并消弭经营的困难，用结果的对冲预设缓解过程矛盾。从宏观层面看，合理而高效；但从企业角度看，毕竟股权合并，并不等于资金、技术、人才等生产要素的真正融合，为避免合成谬误，应统筹考虑。

本文对新能源快速增长背景下行业现状进行分析，梳理了关于新能源和煤电协同发展的政策，对新能源和煤电协调发展、推动新型能源体系建设提出相关建议。

“双碳”背景下能源电力转型现状

新能源快速增长背景下的系统调节性状况

《蓝皮书》指出，本阶段重点是满足系统日内平衡调节需求。通过配置储能、提升功率预测水平、智慧化调度等手段有效提升可靠替代能力，大力发展抽水蓄能，以压缩空气储能、电化学储能、热储能等多应用场景多技术路线规模化发展，重点依托系统友好型“新能源+储能”电站、基地化新能源配建储能、电网侧独立储能、用户侧储能削峰填谷等模式。

《蓝皮书》对储能寄予厚望，但必须看到，目前以电化学储能为代表的新型储能，可提供短时功率支持。但在新能源高比例的系统，遇到无风天气或连续的阴雨天气时，要保证系统安全、稳定，理论上可配套长周期储能工质满足要求，但现阶段长时储能仍存在技术瓶颈。同时系统又缺乏惯量、暂态支撑能力，且调度和运营中均存在较多问题，储能暂时无法真正解决新能源快速增长带来的系统问题，难以作为电力系统调节的主要手段发挥作用。因此国家转而回归依靠已经实现清洁高效改造的煤电，思路日益清晰明确，即沙戈荒大型风电光伏基地周边配套调峰煤电机组灵活性改造、新建机组全部实现灵活性制造、现役机组灵活性改造应改尽改，以“三个8000万”扩大煤电装机，以冗余容量换取高比例新能源背景下经济有效的系统调节空间。

快速转型期的新能源和煤电窘境

快速转型意味着阵痛。现阶段，电力行业经营存在新能源红利被挤压、煤电全面亏损、灵活性改造没有回收机制、新建煤电投资缺少依据、人才结构与转型要求阶段性错配等诸多问题。

新能源的增长红利面临挤压。新能源行业经历了国补、平价阶段，已进入竞价、低价时期。各地新能源项目竞配开始以更低的上网电价作为优选导向，如：福建省2022年7月公布的连江外海项目出现0.193元/千瓦时的投标价。

而运营期的电价随意调节，使得新能源项目的利润面临着新的不确定性风险。在投资决策阶段以国补作为边界条件的新能源项目，早已加入电力市场交易中，且均是往下调节；并网时平价的约定，也不由分说地被名目繁多的交易所覆盖。电价的不确定性不仅存在于集中式新能源项目，分布式项目也受到电网销售电价的波动影响，而被迫调整与用户签订的电价。目前，浙江、河北、山东等地均将中午光伏大发时段的售电价格调整为谷电电价。

新能源行业的红利被挤压还体现在地方政府针对新能源项目多种形态的配套产业落地、乡村振兴帮扶、道路场馆等公益类捐赠诉求。

存量煤电全面亏损。近年来，煤价大幅上扬并维持高位运行，煤电企业产销成本严重倒挂，全行业陷入“成本倒挂发电、全线亏损”的状态，煤电企业煤炭库存普遍偏低，煤量、煤质均无法保障，发电能力受到制约。煤价太高，火电厂买不起，缺煤停机、亏钱发电现象普遍存在。

灵活性改造缺乏回收机制。煤电灵活性改造技术已日趋成熟，已改造机组成效显著，关键技术主要包括：锅炉低负荷稳燃改造（包括锅炉燃烧系统优化、燃烧器选择优化、节油点火稳燃系统、制粉系统优化、主要辅机变频技术、燃烧优化调整）、水冷系统安全优化和低负荷脱硝改造（包括省煤器烟气旁路、省煤器给水旁路、省煤器分级布置、烟道燃烧器技术）。

煤电灵活性改造成本主要体现在改造投资和煤耗的增加。煤电灵活性改造投资视各机组情况有较大差异，目前机组最低负荷普遍能达到35%~40%，若需进一步降低负荷至30%及以下，投资会明显增加，单位千瓦调峰容量成本约在500~1500元之间。煤耗指标也会随着负荷的降低而明显上升，典型燃煤机组不同负荷下的发电煤耗率如表所示。

上述灵活性改造成本如何回收仍是困扰全国煤电企业的最大问题。虽然各地陆续出台了调峰辅助服务政策，但是，现行的深度调峰市场仍存在两个主要问题：其一，单次调用奖励和全年调用次数，不足以支撑改造投资的回收；其二，目前的调峰辅助服务市场仍旧是发电企业的零和游戏，最终仍是由发电企业埋单。

新建煤电投资缺少依据。居高不下的煤价不仅使存量煤电全面亏损，还使得增量项目的投资逻辑无法自洽；增量的煤电项目势必会进一步降低煤电机组全年利用小时数，进一步增加煤电机组全年平均煤耗，进一步拉低煤电机组经济性。作为企业投资行为，当无法达到企业投资收益底线时，未来在后评估阶段又该如何面对审计和项目考核？

人才结构与转型要求阶段性错配。新能源行业的投资主体绝大多数是传统煤电行业转型而来，在同一个发电集团内，现阶段最为典型的情况是，一方面新能源板块高速增长，贡献了大部分利润，但具体到每个项目又多为“小、散、弱”，其管理水平与精细化、标准化水平与长期训练有素的煤电板块相比存在较大差距。另一方面，原先占七成以上的热能动力工程师们或在勉力保供的煤电企业心有不甘，或在少人值守的风光场站学无所用。

地方发电企业的特殊困难。地方发电企业往往肩负保供主责，而在新项目的获取时却无法采用央企先做大后做强的发展方式，虽然也可以走精细化、专业化的道路，但受制于体量和地位，在跑马圈地的大规模阵地战中往往缺乏央企那样“大而不倒”的底气。

新能源与煤电协调发展的有关政策

国家层面政策

“十四五”以来，国家发改委、国家能源局出台多份有关煤电新能源协调发展的文件，或是提出了新能源与常规能源协调发展的实施路径，或是制定了具体的规划发展目标。如《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕280号）对存量煤电和增量基地项目进行了区分，提出优先对存量煤电进行灵活性改造，扩大就近打捆新能源规模；对于增量基地化开发外送项目，优化配套储能规模，充分利用近区现役及已纳入规划的煤电项目，严控新增煤电需求。《全国煤电机组改造升级实施方案》提出了“十四五”期间煤电机组节煤降耗改造、供热改造与灵活性改造的具体目标，并对改造的技术路线与性能参数标准等提出了具体要求。《“十四五”现代能源体系规划》提出了“十四五”期间非化石能源的发展目标，并提出通过提高风电和光伏发电功率预测水平、全面实施煤电机组灵活性改造、建设天然气调峰电站、推进抽水蓄能电站建设等，增强电源协调优化运行能力。《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》（国办函〔2022〕39号）提出加大力度规划建设以大型风光电基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系，加大煤电机组灵活性改造、水电扩机、抽水蓄能和太阳能热发电项目建设力度，促进新时代新能源高质量发展。

从上述文件中可以一窥国家层面对未来能源体系的局部设计框架，体现了国家推动能源绿色低碳发展的决心，对于新能源与煤电的协调发展具有一定的引领作用。但这些政策主要从规划角度进行考虑，缺乏系统性、长期性的配套政策，行政与市场的边界比较模糊。以“鼓励煤电企业与新能源企业开展实质性联营”为例，与2016年国家发改委的《关于发展煤电联营的指导意见》和2020年《中央企业煤电资源区域整合试点方案》思路一致。

地方层面政策

一些地方政府跟进提出了要求，有的要求新建新能源要配套相应的煤电或储能，有的要求煤电机组经过灵活性改造可以配置新能源指标，如2022年3月湖北省能源局发布《关于落实相关政策推进风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》，提出给予四类新能源项目指标，总规模738万千瓦，包括：对煤电企业组煤保电的奖励，350万千瓦；对新能源装备制造产业建设的奖励，60万千瓦；对风光火互补百万千瓦基地后续指标安排，300万千瓦；抽水蓄能项目配套新能源指标安排，28万千瓦。2022年8月河南省人民政府办公厅发布《关于促进煤电行业持续健康发展的通知》，指出“落实国家关于推动煤炭和新能源优化组合的部署要求，积极推进煤电与新能源深度融合。鼓励煤电企业参与新能源项目开发，在新能源指标分配、纳入项目建设库、列入年度开发方案时给予倾斜；支持煤电企业开展多能互补和源网荷储一体化项目试点建设及符合条件的风电、光伏项目建设。”2022年10月山西省能源局发布《山西省支持新能源产业发展2022年工作方案》，指出“组织产业链发展安排规模申报3吉瓦以及1吉瓦煤电灵活性调峰改造配套风光项目。其中煤电灵活性改造调峰配套新能源项目的申报范围则是2021年底前完成改造的煤电机组，安排规模则是按照新增深度调峰能力的30%确定。”2022年11月贵州省能源局发布《关于推动煤电新能源一体化发展的工作措施（公开征求意见稿）》，指出“对于现有煤电项目，原则上新增新能源建设指标不占用公共调节能力。对未开展灵活性改造的，原则上不配置新能源建设指标；对开展灵活性改造的，按灵活性改造新增调峰容量的2倍配置新能源建设指标；对拟退役煤电机组不再配置新能源建设指标；对已参与多能互补的煤电项目不重复配置新能源建设指标。有富余调节容量的煤电项目，可按富余调节容量的2倍配置新能源建设指标。”

总体来看，地方政府发布的文件更为细化量化，同时要求也更加五花八门，多是从地方产业发展、保供引导、煤电新能源联营等角度设计具体细则。从地方政府角度，以当地新能源与传统能源协同发展为抓手引导地区产业经济。从市场主体角度，短期有利于推动本地能源企业积极参与保供与机组改造，引导市场主体深度融入地区发展。但地方性政策特别是电价等影响投资评价的核心政策在长期性方面往往更缺乏保障。

联营主体是谁

上文分析了新能源与煤电行业在业态存在的不均衡状况，优先灵活性改造的煤电企业参与新能源指标分配，相当于用不同特性的项目和容量代替销售收入作为一般等价物进行物物交换，属于顶层设计、“一盘棋”角度探索新模式。但实际上，这样的联营似乎未考虑每个具体企业的功能定位、资产情况、技术类别和人才结构差别。整合或联营后，生产关系将更为复杂，专业化、标准化、集约化管理的方向可能更难实现，即便是对于兼营新能源和煤电的发电集团而言，进行投资决策时仍需要对两个项目单独或者打捆进行收益测算，这又与项目的内控、审计、后评估等要求相矛盾，同时可能也会凸显绩效考核与收入分配不公、责权利不对等的管理矛盾。

相关意见和建议

新能源与煤电的协调发展，需要政府有形之手与市场无形之手的精密配合与统筹协作，以可预测、可持续，面向长期的确定性政策引导，推动市场主体穿越各类不确定性，共同推动现代能源体系健康发展。

行政管制还是市场竞争举棋未定

《蓝皮书》指出，在快速转型期，保障电力系统经济安全稳定运行，电力市场建设逐步完善，层次分明、功能完备、机制健全、治理完善的全国统一电力市场体系基本建成，促进新能源发展和高效利用、激发各类灵活性资源调节能力。各市场主体在安全保供、成本疏导等方面形成责任共担机制，促进源网荷储挖潜增效。一方面明确行业市场化的改革方向，另一方面习惯性行政干预，鼓励新能源企业与煤电企业联营，可谓愿景与路径之间隔着无奈。

多业态融合很难一蹴而就

两个不同的业态，不能简单以回避矛盾为导向，通过联营捏合，而应该充分考虑到资金、人才、技术三大要素如何实现有效融合。资金方面，作为两个独立的项目，应有独立的收益评价和可行性分析，而通过项目打捆一方面需考虑能否解决后评估、项目考核和国企审计等问题，另一方面还需考虑运营期盈利项目与亏损项目的资金流向能否解决项目现金流问题。人才方面，不同业态下的人才融合和培养，也需要企业层面做好统筹规划和布局，不同领域的人才与行业的错配可能导致效率低下甚至重大事故。技术方面，不同业态下的技术标准天差地别，技术管理模式也大相径庭，简单的打捆处理容易引起不可预想的管理混乱。只有系统性地解决上述问题，才能真正实现融合。

由此可见，多业态融合无法一蹴而就，强行捆绑只会变成“拉郎配”。特别是行业整合与治理、政策规则的设计十分考验顶层设计能力，需要方法论的支撑，不能一味以结果为导向。如果硬性要将传统煤电和新能源形成联营模式，建议要从政策上形成长期稳定导向，通过政策的延续性，给企业充分的时间实现战略调整、技术革新和员工培养。

政策设计需兼顾系统性、前瞻性与稳定性

无论是通过政府行政手段调节还是市场竞争配置，政策的引导无疑对行业发展具有重要影响，笔者从系统性、前瞻性、稳定性等角度提出几点建议。

统筹短期实际与长期需要，推动煤电灵活性改造。煤电的灵活调节价值被不断揭示，但在实际工作中煤电的灵活性改造仍存在政策尚不明朗、企业难下决心、商业模式不够成熟等问题。为改变这一现状，需要对进行灵活性改造的企业予以合理补偿来引导投资。短期看，可以借鉴贵州等地的做法，从新能源建设指标入手，如合理设置新能源竞争配置方案，对进行灵活性改造的煤电企业进行加分倾斜；长期看，需要运用电力市场或政策工具，在提高灵活性电源的辅助服务收入的同时推动系统辅助服务费用真正实现“谁收益、谁承担”，避免简单地演变为由新能源向煤电支付辅助服务费用的零和游戏。

建立长效机制，稳定分布式发电的市场公信力。发展分布式发电是未来构建新型电力系统、实现“双碳”目标的重要手段。但分布式光伏的发展仍存在诸多政策层面与技术层面的制约因素。近期，河北、山东等省份对峰平谷时段进行了调整，将光伏发电的主要时段设置成谷段，这对区域增量分布式光伏投资信心造成了重大打击，同时也对存量分布式光伏项目的收益造成了颠覆性影响。据测算，山东省将夏季之外的白天10~15时调整成谷段及深谷段，这将造成分布式光伏电价下降约1/3。如何兼顾新能源发展对电力系统的动态影响和对产业投资的明确引导，需要建立有针对性的长效机制。

建立煤电两部制电价，引领煤电行业健康发展。随着新型电力系统建设推进，煤电企业的定位发生了转变。当前煤电是生产电力电量的绝对主体，而煤电企业的主要收入来源是电能量市场；按照设想后续煤电的发电利用小时数将逐步走低，煤电功能逐步由基础保障电源转变为基荷与调峰并重，机组电能量收入将明显减少，因此应建立与此相适应的电价机制以保障发电容量充裕性。设置煤电容量电价与电量电价的两部制电价，合理体现煤电的容量价值，是引导电力行业长期发展的重要保障。同时，有必要深入研究两部制电价的形成机制，如将容量电价与煤耗和调峰能力挂钩，容量电价与实际保供发电小时数相挂钩，确保享受容量电价的机组在电力系统需要时“来之即战、战之能胜”。