煤电与新能源联营的路径选择及政策建议

近年来，我国以风电、光伏发电为代表的新能源发展成效显著，装机规模稳居全球首位，发电量占比稳步提升，成本快速下降，已基本进入平价无补贴发展的新阶段。但是，新能源开发利用仍存在电力系统对大规模高比例新能源接网和消纳的适应性不足、土地资源约束明显等制约因素。

（来源 ：微信公众号“中国电力企业管理”  作者：袁红）

习近平总书记在中央政治局第三十六次集体学习中明确提出，要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。

国家发改委、国家能源局发布《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》，锚定到2030年我国风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上的目标，加快构建清洁低碳、安全高效的能源体系。按照推动煤炭和新能源优化组合的要求，鼓励煤电企业与新能源企业开展实质性联营。

增加新能源消纳能力

实现煤电与新能源联营

随着新能源发电在电力供给中的占比逐步提高，新能源发电自身的不稳定性将使得电力系统消纳压力持续增长，而在当前能够提供调节能力的各类电源中，电化学储能的成本较为昂贵且安全性亦有待提升，抽水蓄能受自然资源限制且建设周期较长，只有发挥煤电机组调节能力才是“十四五”期间提升电力系统灵活性最为现实可行的选择。

煤电在能源转型中的使命

煤炭作为我国主体能源，是能源安全的“压舱石”。“双碳”目标下，我国从稳定的化石能源向波动性的新能源转型过程中，保障能源安全必须坚持“系统观念”来寻求最优解，即坚持能源安全可靠性、清洁低碳生态性，以及效率和效应的经济性。

未来煤电的发展与定位，要正确处理好能源转型与能源安全、低碳发展的关系，以“系统观念”和“底线思维”确定煤电在能源转型发展中的使命，即“托底保供、系统调节、热电联供、综合利用、战略备用”；煤电在“十四五”期间要继续发挥好电力、电量的主体作用，积极推进“三改联动”，建立与煤电使命相适应的政策环境，高度防范煤电生产经营困境演变为系统性风险。在保障电力系统安全稳定前提下，使煤电机组更好地为新能源服务。

新能源在规模发展中的制约

新能源大规模并网可能导致系统转动惯量不足，对大电网的安全稳定运行带来巨大压力；其反调峰特性又影响了系统消纳能力的提升。风电、光伏等新能源的有效容量过低，发电出力的间歇性、波动性非常强，并且带有鲜明的季节性特点；在冬夏“双峰”和极端气候下，若把能源安全全部压在风、光等新能源身上，可能会导致大规模的断电断供。在长周期储能技术成熟性、安全性、经济性未获得实质性突破之前，在全社会用电量保持一定增速的前提下，风、光等新能源装机不断扩大，需同步建设传统电源并保持相应增量。可见，能源的安全保供需要大量可调节性电源为新能源间歇性、波动性和电量欠发的特点维稳和再平衡。燃煤火电机组将成为最经济、最合适的调节性电源，承担了新能源所不能承担的调峰、调频等辅助服务功能。

煤电与新能源联营将成为必然

在电力安全保供的前提下，完善煤电清洁高效转型政策，加强煤电机组与新能源机组及储能的整体协同，可推动煤电由主体性电源向提供可靠性容量、调峰调频等辅助服务的基础保障性和系统调节性电源转型。同时，通过新能源发电收益补偿煤电，有助于实现两方收益共享、成本共担，缓解煤电经营压力、提高市场投资积极性，进一步保障电力供应安全。作为主体的新能源必然是高比例的波动性电源，一定得配备高比例的灵活性调节电源作为电网的坚强支撑。否则，电网的安全性(转动惯量)和调峰需求将无法得到有效保障。在目前的碳中和进程中，新能源与煤电机组应该相辅相成、共生共荣，二者携手联营将成为必然。

煤电与新能源多能互补、联营发展

为构建清洁低碳、安全高效的新型电力系统，需加快推动煤电与新能源多能互补、融合发展。在充分利用火电机组增量调节能力的基础上，建立火、风、光多能互补综合能源基地。推动煤电与新能源项目作为一个整体，统一送出、统一调度，提高送出通道利用率，提升新能源消纳能力，建立兼顾煤电灵活性与新能源低碳化的联营模式。

煤电提高调节能力，助力新能源持续发展

当前阶段，煤电的核心价值不在于燃料成本下行带来的盈利修复，而在于煤电的电源侧消纳优势可强化新能源成长的持续性。随着新能源进一步占据装机主体，煤电平抑新能源大规模介入的波动性和随机性，保障新能源消纳和电网稳定的“压舱石”“稳定器”作用还将保持相当长一段时间，煤电仍然是系统灵活性和发电量的第一大支撑电源。

我们应从保障能源安全、国民经济发展的高度，充分认识煤电的“兜底保供、系统调节、应急备用”等多方面价值，先立后破、循序渐进，严控增量、优化存量，在满足电力平衡要求的基础上，尽可能利用清洁能源发电，减少碳排放。对煤电机组实施节能降碳改造、灵活性改造和供热改造，提高煤电调节能力，实现煤电优化升级，以此稳步推进煤电向调节型电源的转变，确保新能源对传统能源的有序替代。

合理配置新能源指标，推动煤电转型发展

基于能源转型框架，在特高压建设低于预期、电网消纳受阻的背景下，煤电的电源侧消纳优势成为其获取新能源增量项目的独特加分项。转型中的煤电企业依赖火电机组的调节能力不仅具备更强的新能源项目资源获取能力，且依托存量送出线路通道及无需配备高价电化学储能的成本优势，其新能源装机成长性将优于单纯的新能源公司。

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，可按灵活性改造新增调峰容量的一定比例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一定比例配置新能源建设指标。

新建煤电项目。新增煤电机组应具备线性调节和快速响应能力，在确保公共调节容量不被占用的前提下，新能源建设指标可按其设计调节容量减去公共调节容量后的一定比例规模进行配置，统一规划，同步建设。

合理配置指标、强化指标管控。按照就近、打捆配置，布局相对集中的原则，优先考虑有送出能力和调峰资源的煤电项目。但对存量煤电企业按年申报的新能源项目，若未按规定时限核准（备案）、开工建设且未申请延期的新能源项目，移除年度建设规模，将原有建设指标优先配置给符合条件的煤电企业。

煤电与新能源资源整合、联营共赢

资源互补、重组推动。与传统能源相比，新能源能量密度较低，占地面积大。随着新能源规模快速扩大，土地资源已经成为影响新能源发展的重要制约因素。为促进新能源发展，煤电企业可以通过对闲置土地、资产等作价入股，煤电人员妥善安置，收益共享等机制，实施优化重组、资源整合，参与新能源项目开发；也可以利用退役火电机组的既有厂址和相关设施，建设新型储能设施，以实现“风光火储”的能源综合利用。

为提高空间资源利用率，煤电企业还可利用自有建筑屋顶建设分布式光伏项目，积极推进分散式风电开发；通过推动太阳能与煤电企业建筑物深度融合，完善光伏建筑一体化应用技术体系，解决制约新能源行业发展的用地困境。

在新能源项目开展前期、资源配置、优选业主时，要优先选择现有煤电企业或多能互补企业；优先上报多能互补项目，优先纳入年度建设规模；让能做煤电灵活化改造的企业优先拿到新能源项目，让新能源企业负责调峰的费用，相当于让果农自己去养蜜蜂。

联营开发、互利共赢。煤电与新能源企业可以采取一体化开发、成立专业化子公司和股权融合三种联营模式，充分发挥资金、技术、人才等各方优势，共同开发、互利共赢。

一体化开发模式：从运营方式来看，主要为大型风、光项目与周边煤电纳入同一法人主体进行开发。在西部沙漠、戈壁、荒漠重点地区推动大型风、光项目与周边煤电一体化开发和运营。

专业化子公司模式：可分为两类，即煤电企业设立新能源发电子公司和新能源发电企业设立煤电子公司。该模式的落地需通过行政手段，在增量新能源项目规划和开发阶段，要求必须配置一定比例的增量煤电；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，以实现新能源和煤电项目联营开发、互利共赢。

股权融合模式：煤电企业通过资本注入、股权置换等方式与新能源发电企业进行联营，政府部门在企业融资、股权投资、债转股、上市等方面给予优先支持，推动两者实现战略合作、相互持股和资产融合。

煤电与新能源联营是当前贯彻落实“双碳”目标、推动新能源与煤电高质量发展、构建现代能源体系的重要举措，有助于形成新能源发电与煤电企业的收益共享和成本共担机制。

煤电与新能源联营，实现最优储能

“新能源+储能”壁垒重重。以目前能源技术与市场实际来看，“新能源+储能”并不能成为煤电的替代者，这不仅要考虑电网的稳定问题，还有很多的经济性和社会性问题。在大量新能源电源建成投运之前，如果想实现碳中和，需要同步建设大量的储能设施。而储能成本只有下降到0.1元/千瓦时左右，才具备一定的竞争力。否则，“新能源+储能”就会因电价过高导致经济性变差，新型电力系统的综合发电成本会大幅度上升。

煤电护航新能源储能。各类储能设施中，最经济的莫过于煤电机组的灵活性改造储能。其改造成本最低，旧机组改造成本约500元～1500元/千瓦，远低于新建调峰电源成本(抽水蓄能 5500～7000元/千瓦，电化学储能2000～3000元/千瓦)，加上我国煤电厂的基数比较大，因此改造潜力巨大。

若新能源项目的投资方改造了自己的煤电厂，让煤电达到调峰要求，则实现了新能源的最优储能。这种融合模式，既可以让新增的风、光项目产生的调峰需求在企业内部解决，也不会给电网增加额外负担，有利于新能源消纳。只有这样科学的减碳、降碳，才能使整个社会总成本最低、经济代价最小、发展进程最优。

加大对煤电与新能源联营的帮扶

政策支持促发展

《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》明确：加大力度规划建设以大型风光基地为基础、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，在土地预审、规划选址、环境保护等方面加强协调指导，提高审批效率。

国家电网公司积极落实大型风光电基地、先进支撑煤电、特高压输电通道“三位一体”的要求，对已备案的煤电新能源联营项目要提前规划布局项目建设送出通道，保障电网接入和电力送出通道资源优先；在核定年度风电光伏发电消纳能力时，对煤电新能源联营项目的消纳能力优先单独核定。

国家发展改革委拟通过中央预算内投资，积极支持符合要求的煤电项目节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”。作为调节型电源的煤电机组，也需要完善的电力市场辅助服务补偿与交易等政策。通过合理认定煤电机组新增调峰容量，推动新能源项目以市场化方式优先购买煤电企业调峰资源，用于配套新能源项目开发。在增加煤电企业调峰收益的同时，引导煤电充分发挥容量效应和灵活性优势。

各级政府对评估可行的煤电新能源联营项目，可经申请核准（备案）、及时纳入建设规模，安排专人负责，会同相关部门优化简化办事流程，加快各项手续办理，尽早开工建设，积极推动煤电新能源一体化、多能互补项目落地建成。

经济扶持促融合

优化财政资金使用。加强央地联动，按照“以收定支”原则用好可再生能源发展基金。对煤电新能源联营发展的多能互补项目，积极争取纳入政策性金融（基金）支持项目申报；对开展煤电机组灵活性改造的企业，纳入能源结构调整资金奖补范围。进一步完善推动煤电新能源联营的财政金融政策，利用好现有资金渠道支持煤电新能源融合发展。

完善金融支持措施。在依法合规、风险可控、商业可持续的前提下，金融机构和联营企业可自主协商确定贷款金额、期限、利率、还款计划等。充分发挥电网企业融资优势，积极拓展资金来源，支持符合条件的金融机构提供绿色资产支持（商业）票据等创新方案，解决煤电新能源联营企业的资金需求。

丰富绿色金融产品。合理评估和界定煤电新能源联营项目的绿色金融信用评级标准和准入条件，有效推动绿色金融对煤电新能源联营的科技规划与行业需求的匹配性，加大绿色债券、绿色信贷对煤电新能源融合发展的支持力度。

综上所述，新能源清洁低碳的优势非常突出，是国家实现“双碳”目标的主力军。煤炭清洁高效发电，是推动能源绿色低碳转型、实现“双碳”目标的重要途径。现阶段，需要煤电等常规能源及储能技术配合新能源快速发展，以缓解新能源能量密度低、间歇性、随机性、波动性对电力实时平衡的影响，从而保证电力系统的安全可靠运行。

新型电力系统建成后，风、光等新能源成为发电的主体，煤电应该由过去单纯的电量盈利模式转变为以调峰、调频等辅助服务和赚取峰谷电价为主的新型盈利模式。后期很多小型煤电厂，尤其是那些既不能低耗能发电又不具备调峰能力的，基本要被淘汰。这样不仅合理解决了新能源消纳问题，催生出增量市场，还促使煤电迭代升级，在能源转型中找到了新机会、新定位。

煤电与新能源联营将两者深度绑定，有望借助新能源发电的收益缓解煤电经营压力，保障煤电投资、建设能力，并充分激发新能源发电企业参与建设煤电的积极性，有效推动煤电与新能源协同发展，建设绿色智慧能源系统。打造“风光水火”多源互补、“源网荷储”协调高效的能源互联网示范区，加强终端供能系统统筹规划和一体化建设，加快能效管理、多能源协调互动和综合能源优化利用，有助于实现电力系统安全稳定、新能源发展和节约社会用电成本等多方共赢。

本文刊载于《中国电力企业管理》2023年01期，作者供职于国能国华（北京）分布式能源科技有限责任公司