新型能源体系下的煤电良性发展

党的二十大报告阐述了积极稳妥推进碳达峰、碳中和目标的总体立场及实现方针，在更高层面上肯定了“双碳”目标的意义。结合我国能源供需总体偏紧、能源安全形势面临诸多挑战的现状，党的二十大报告着重强调了“双碳”与能源安全的协调有序发展。自我国大力贯彻绿色高质量发展政策以来，能源结构持续优化，截至2022年底，可再生能源（含水电、风电、光伏、生物质）装机规模突破12亿千瓦、发电量占比达31.6%；实现超低排放的煤电机组超过10.5亿千瓦、节能改造规模近9.5亿千瓦、灵活性改造规模超过1亿千瓦。伴随着能源供给和消费革命的层层深入，党的二十大报告立足我国能源资源禀赋,为下一个百年征程提出了构建以“清洁、低碳、安全、高效”为核心的新型能源体系。如何乘着电力市场化改革浪潮，统揽全局，规避急功近利和踌躇不前，以市场化方式实现煤电和新能源发电的优势互补、融合发展，成为“保供电、稳增长、促转型”的一个重要课题。

煤电在电力保供与系统调节中发挥中流砥柱的作用

一直以来，煤电都是我国电力工业运行的坚实基础。虽然在电源结构多元化发展的背景下，煤电装机占比逐年降低，但其在未来一段时间内仍将作为最安全可靠的电源，在顶峰保供、促进新能源消纳、提供调频备用等方面发挥的作用无可替代。

2022年，煤电以43.8%的装机占比，生产了全国58.4%的电量，承担了70%的顶峰任务。可以说，正是靠着煤电机组蓄势待发、保驾护航，我们才打赢了一场又一场迎峰度夏、迎峰度冬的硬仗。以河南为例，2022年夏季大负荷期间，全省煤电机组出力率最高提升至92%，以煤电为主的常规电源承担了80%以上的高峰出力，有效应对了极热无风、晚峰无光，新能源机组出力极低的严峻形势，稳住了电力保供的“基本盘”。

2022年，我国风光发电量占比为13.7%，这一数据在2025年将会达到16.5%。国内外研究显示，新能源发电量和新能源消纳成本并不是线型关系，当新能源发电量达到10%～15%时，新能源消纳成本将快速上升，对传统电源的调节需求也会大幅增加。这是由于煤电机组为促进新能源消纳而快速爬坡和低负荷运行时，煤耗增加、能效下降，安全性也会受到一定影响；另外在新能源特别是分布式发电大规模并网的背景下，大量增加的基础设施建设投资、电能质量治理投资、常规电源灵活性改造费用、配套储能投资等都应被纳入消纳成本整体考量。因此，高效煤电机组的新建规模和存量机组的灵活性改造进度将深刻影响新能源发电的利用率。

转动惯量可以帮助减少外界干扰对电力系统的影响，是系统安全稳定运行的基础保障。煤电有着各种电源类型中最高的转动惯量，我国的煤电机组历经数十年的发展和改良，掌握了世界领先技术，且平均运行寿命短、设备状态优良，在现阶段储能技术和市场机制并未取得明显突破之前，储能和需求响应的发展不足以支撑高比例的可再生能源接入，煤电仍将作为电网提供调节容量与调节速率的主要支撑。煤电机组相对容量的下降，势必将为系统安全带来更为严峻的考验。

煤电当前面临的经营难题

近年来，受国际形势变化和电煤供给失衡影响，煤炭价格居高不下，电力企业为履行社会责任亏损保供。据测算，2021年，全国煤电企业因电煤价格上涨，采购成本额外增加6000亿元，五大发电集团煤电板块亏损1427亿元，亏损面达到80%左右，导致整体资产负债率同比提高。2022年，在国家的宏观调控下，煤价有所回落，但依旧高位运行，行业寒冬仍未过去。短期内，煤电企业要走出“谷底”依然不易。梳理煤电困境的原因，主要体现在以下四个方面：

一是发电成本疏导机制需要优化。尽管国家已多次要求推进煤炭增产保供，但目前我国煤炭供需始终保持紧平衡状态，高煤价仍然是煤电企业“不堪承受之重”。首先，当前的电价机制和限价政策并未完全反映出电价随煤价的波动关系，生产和消费的不平衡费用仍挤压在了发电这一中间环节。其次，煤炭交易还普遍存在长协签订比例不达标、不按长协价格足量交付等控价难题，亟须有效措施平衡煤炭与煤电的利益分配。再次，脱胎于“两个细则”的辅助服务市场主要还是在发电侧“零和”博弈，虽然这种成本分摊方式已不适应市场发展，但按照“谁受益，谁承担”的原则，将费用传导给终端用户依然难度很大。

二是电价机制未能完全体现电力的多维价值。随着新能源的高速发展，火电逐步由过去的电力电量主体电源转向电力支撑为主、电量供应为辅的顶峰电源转型。煤电利用小时数逐年下降，特别是在一些清洁能源占比较高的地区，煤电趋近于极低利用小时。电力市场化改革以来，为适应新能源消纳要求，对辅助服务政策进行了调整，加大了对灵活调节电源的补偿。但总体来看，辅助服务补偿水平仍然偏低，缺乏可持续发展的商业模式。2021年，我国辅助服务补偿费用共307亿元，约占全社会总电费的0.9%左右，远低于成熟电力市场3%～5%的比例。“十三五”期间，煤电机组灵活性改造目标为2.2亿千瓦，实际执行量仅达到6000万千瓦左右，远低于既定目标，主要原因就在于辅助服务市场不完善、经济补偿不到位。

三是部分限价政策阻碍了发电成本合理回收。一般来说，现货市场价格上限的设置应综合考量边际用户的用电效用和发电企业的平均发电成本，即将用户的失负荷价值和发电企业在市场交易低价区间的亏损作为参考。在我国跨省跨区容量和辅助服务市场并未建立时，利用短时的尖峰电价弥补其余时间的亏损是正常的现象。提高尖峰电价从供给侧看是激发煤电企业顶峰保供的有效手段，从用户侧看可以有效引导用能行为，平滑负荷曲线，缩小高峰用电缺口，避免能源的浪费甚至引发停电事故。

四是供热机组参与现货市场的方式制定有待明确统一。截至2021年底，全国热电联产机组装机约5.83亿千瓦，占煤电总装机的比重已提升至52.5%。在北方这一比例更高。在供热季供热机组为保障民生供暖往往施行以热定电，煤电机组的调节速率和功率运行区间受到严格限制，新能源发电出力空间受到挤压。目前，各地对供热机组参与现货市场的探索方案，机组供热要求下的发电量或是通过场外补贴或是置为市场出清的边界条件，这两种方法实际上都没有摆脱供热对电力市场的影响，若曲线在发用两侧无法匹配将带来巨额的不平衡费用疏导难题，若作为边界条件则将大幅削减参与市场的机组容量，形成实质上的双轨制而非全电量优化市场。

煤电高质量发展的转型方向

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，大致分为增容控量、控容减量、降碳减量三个阶段。煤电将实现由“量”向“质”高质量发展的阶跃，技术重点不再是基荷电源时期的高参数、大容量、超临界、低煤耗，取而代之的是中低容量、灵活可调、快速启停将成为评价煤电机组性能水平的重要指标。鉴于我国煤电机组巨大的存量规模，转型过快会危害系统安全，进度过慢又会造成资源的过盈浪费。结合新型能源体系“清洁、低碳、安全、高效”的核心内涵，煤电企业需要通过提升煤电机组的灵活调峰能力、增强能效水平、推广低碳技术应用、加强与可再生能源的耦合发展等发展路径，努力实现系统单元的碳中和，为煤电行业发展争取更多生存空间。

一是实施多方向的技术改造。在电力市场中，灵活性将成为一种稀缺资源，它可从两个角度进行理解。其一是增加机组运行灵活性，即要求机组具有更快的变负荷速率、更高的负荷调节精度及更好的一次调频性能。改造重点集中在30万千瓦、60万千瓦亚临界、超临界煤电机组；其二是增加锅炉燃料的灵活性，即通过科学配比，确保机组在掺烧不同品质燃料、不同负荷区间时，均能实现锅炉的稳定燃烧和机组良好的调节性能。应研究制定煤电机组灵活性改造标准规范，做好改造机组运行维护和寿命管理，加强关键部件检测检验，确保机组安全稳定运行。

二是加强多种能源类型的有效融合。推动灵活性改造后的煤电与新能源项目绑定为一个整体，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。煤电企业视情况开发厂内分布式光伏或周边风电、光伏项目，形成多能互补，积极推动煤电机组从供电、供热等单一能源服务向供汽、制冷、制氢、化工原料合成等多产品的综合能源服务转型，提高企业市场竞争力。

三是优化煤电结构，淘汰落后产能。通过增量配置，逐渐改变存量结构，形成调节能源的功能。对符合政府排放标准、能效标准，区位优势明显、盈利能力优秀的机组，应尽可能申请延寿运行并持续进行现代化改造；对符合安全、环保、能效要求和相关标准的合规煤电机组可以“退而不拆”，转为应急备用电源。对一些超龄服役扭亏无望、无力投入改造的老小机组，实施“以大代小”“以新代旧”，全面推进小煤电关停整合。

四是积极研发应用节能低碳技术。煤电是碳排放的最主要来源，未来必将成为推进“双碳”目标的主战场。煤电机组要想有长期发展的空间，必须依赖于低碳技术的突破，加大对煤电节能减排重大关键技术和装备研发的支持力度，加快对碳捕获、利用与封存等前沿技术的集中攻关和全面普及，开辟“碳排放权交易”“二氧化碳回收利用”等第二市场实现增收，缓解煤电企业的经营压力。

五是深入参与各类型电力市场建设。随着改革进程的加速，在未来的电力市场中，新兴细分市场不断涌现，优胜劣汰渐成常态，对煤电企业来说是挑战更是机遇。煤电企业唯有积极融入竞争环境，培育营销队伍和建设技术支持系统，通过灵活调整中长期持仓比例，制定切合自身的竞价策略，合理调配参与辅助服务部分的电力，开拓大用户直购电、跨省跨区竞价交易、售电侧零售等具有市场化特质的业务方向，方可彻底摆脱亏损困境，在市场中占得一席之地。

建立煤电友好型的电力市场机制

坚持市场化改革，加快电力电量平衡从以计划为主向以市场化为主的转变，是新型能源体系发展的主旋律，也是有效实现煤电纾困的路径。从国外成熟电力市场的发展经验来看，电力市场的优胜劣汰有着发现真实价格、合理配置资源的效用。通过必要的机制建设明确竞争范围、划分主体责任和经济关系，是保障我国能源体系顺利转型的取胜之匙。

一是统筹电力与煤炭平衡。煤电矛盾说到底还是价格机制的矛盾。现行煤电联动机制仅能在一定程度上缓解二者之间的利益冲突，煤电联营在具体执行上也存在诸多困难。对煤炭价格的调控应站在保障能源安全的高度，首先，加快释放煤炭先进产能，科学合理规划建设现代化大型煤矿以增加燃料供应来源；其次，不断扩大煤炭储备能力，支持各地建设有辐射能力的煤炭储备项目，增强政府对煤炭资源产能的调控能力，通过适时投放储备平抑煤价波动；再次，倡导契约精神，严格审查长协煤合同履约执行情况，对投机和扰乱市场秩序的行为予以坚决打击；最后，进一步探索并完善将煤炭价格与电力中长期交易基准价、现货市场限价和辅助服务市场价格进行耦合联动，通过机制设计来尽可能减少干预对市场带来的影响。

二是丰富和完善辅助服务市场。辅助服务市场可以通过市场化手段调动煤电平衡电力供需关系的积极性和主动性，实现新能源的更大规模消纳。我国电力市场还处于初级阶段，尚需进一步丰富辅助服务交易品种，研究调频市场与现货市场的协同出清等。建立健全辅助服务费用分担共享机制，逐步推动补偿政策向市场机制过渡，完善灵活性资源交易品种，做好现货市场与辅助服务政策衔接。引入多元主体扩大市场交易规模，进一步激发市场活力，为煤电机组通过提供辅助服务获得收益创造良好的市场条件。

三是建立容量成本回收机制。目前，电力市场以电量价格为主的市场机制，使煤电为电力系统提供保安全、顶峰调频等服务的回报无法落实。若只按提供的电量计收益，则运行小时低，煤电投资和更新不足，无法顾及到灵活性改造需要的新增投入和覆盖低负荷运行时增加的经营成本。因此，除电能量市场外，关键是要建立容量成本回收机制。建议于初期实施容量补偿机制，该机制能在一定程度上保障发电企业基本收益，提高发电企业参与市场的积极性，保证电力市场长期稳定运行，实现在市场化机制下推动可再生能源更好地消纳和发展的目标，直至容量功能成为煤电机组的主要功能，有利于市场化改革的平稳过渡。

四是有序推动用户侧进入市场。目前电力现货市场的参与者主要还是发电侧，用户侧并未完全做到报量报价或是以现货价格结算偏差。随着用户有序入市可以通过进一步完善负荷侧需求管理、备用容量共享等手段来“削峰填谷”，并进一步通过分时电价、尖峰电价政策削减持续时间很短的尖峰用电需求，从而减少新增煤电电源装机和配套电网建设需求，提高煤电机组的利用效率。

习近平总书记指出，“在相当一段时间内，煤作为主体能源是必要的，否则不足以支撑国家现代化。实现‘双碳’目标，必须立足国情，坚持稳中求进、逐步实现，不能脱离实际、急于求成，搞运动式‘降碳’、踩‘急刹车’。”未来的煤电行业不会全行业走向没落，机组性能好、燃料利用效率高的煤电企业仍将再创辉煌，成为未来我国能源系统不可缺少的一部分。