中国煤电转型：角色分化如何突破“结构性锁定”？

随着全球气候变化的加剧和中国2060年前实现碳中和目标的明确，中国煤电行业正面临着前所未有的转型压力。

（来源：微信公众号“能源新媒”  作者：张树伟  作者供职于卓尔德（北京）中心）

煤电行业的终点已经清晰，那就是到2050年前后实现零碳排放。这一目标不仅是对气候远期碳中和承诺的回应，更是推动中国能源结构转型的必要步骤。

然而，实现这一转型目标显然非一蹴而就，而是一个循序渐进的减排过程。避免“最后一分钟的努力”（last-minute efforts）或“休克疗法”至关重要。例如，在某个时点大幅关停煤电基础设施，比如三分之一，不仅会对电力供应充足性产生潜在巨大冲击，还可能带来社会和地区经济的负面效应。

在长期目标的指引下，“十五五”期间及2030年前后成为煤电转型的关键时期。随着风电和光伏等可再生能源的不断并网发电，现有的1000多座煤电厂的运行和功能将不可避免地发生分化，而不再是均一化（homogenous）的整体。煤电机组的定位、角色、功能会分化，将分别、逐步转型为基础性、支撑性、调节性电源。这意味着，煤电行业在短期内的角色调整将是渐进而复杂的，必须与新能源的快速发展相协调。

本文将探讨中国煤电转型中的临时性现象和结构性锁定问题。临时性现象往往会随着时间的推移而自然消退；我们只需耐心等待，或者采用措施管理其影响。而结构性锁定问题，则需要政策上的应对、机制的建立，乃至体制的变革；我们必须为此提前做好准备。

这些必要变革，自然成为“深化电力体制改革”的集体意志的重要内容。通过这些努力，我们可以确保煤电平稳转型，为中国的能源转型和碳中和目标实现奠定坚实基础。

当前的电力秩序与治理挑战

任何一个系统，讲究秩序往往是基本的要求。混乱往往意味着危机以及人们的无法应对，很容易失控并且造成重大影响或者损失。中国在2023年/2024年至今，基本消除了此前几年遭遇的极端缺电现象，显示了一种强大的秩序恢复能力。

当前的电力秩序，主要包括以下几个方面：

电源与电网的关系：在当前的电力体系中，尽管电源和电网在名义上是独立的市场主体，但在实际操作中，电网常常以安全为由，直接指挥电源的运行。这种集中的指挥机制虽然在应对突发事件时表现出较强的韧性，但也限制了电力市场的自主多元化发展，尤其是在调节性资源不足的情况下。

煤电的角色与挑战：中国的煤电出力目前处于一个“上不去、下不来”的境地。煤电仍然占据着中国电力供应的主要份额，其与上游煤炭部门的关系保持在类似于计划经济时期的模式中，煤炭市场很大程度上被“冻结”。这种结构导致了煤电在高需求时无法充分提高产能（因为可能因为价格管制经济激励不足），而在需求降低时又难以有效减少出力（开机组合中的备用率过大，容易触及最小出力约束），从而限制了可再生能源的并网空间。

系统灵活性挑战：电力系统灵活性往往指在广泛的条件下维持电力系统可靠运行的能力。而可再生能源的波动性和不确定性要求电力系统具备更高的灵活性。这两个宣称或者陈述（claims/argument），属于标准化、概括性的政策文件、报告乃至期刊文章的语言，也对应于诸多的政策建议、活动以及集体性倡议。

我们必须明确中国煤电的现状——大部分省份的煤电发电比重仍旧在60%以上，相当部分机组容量是可以（can）维持基荷（baseload）常态运行的。

在中国强调激发煤电之外的灵活性扩大措施（比如需求侧以及储能的角色），是一种不结合现状、缺乏参照系的思维实验，无益于系统的结构转型与气候减排。比如，在煤电仍旧是发电主体的情况下，更多的需求响应，无论是通过价格激励方式，还是行政命令管控，都意味着处于边际的煤电机组更大程度、更稳定的出力，从而削弱可再生能源的替代效果与减排效应。

而未来破坏稳定秩序的潜在张力，在宏观层面主要体现在：权力不受约束带来的“模糊性vs.形成秩序”需要的明确性。为了官员利益以及将来解释时的便利，政策制定者往往避免明确表达，导致规则模糊不清，以便留有足够的解释与操作空间（leeway）。然而，模糊的规则往往容易引发混乱，而这种混乱与对秩序的追求是背道而驰的。

这样的表述看起来十分晦涩难懂，我们可以用一个例子来说明：

我国电力平衡大部分情况下以省级区域为主。但同时，也存在着很多从A到B的特高压外送电形式，这就涉及了很多配套电源。在紧急情况下，部分发电机组究竟为谁所用？这一问题明确还缺乏明确的规则，可能会导致非协调性混乱。

这本质上是方便性需求导致的“一元化管制vs.一元化体系结构”高度相关性带来的电力平衡挑战。

出于管理便利性的需求，煤电反复进行标准化改造，试图将所有机组变得一致，以便管理。然而，这种一元化不仅削弱了电力系统的可靠性（一元化体系中的个体特点高度类似，从而面临共同风险），也导致省际电力交换的必要性下降。

因为发电的边际成本相差有限，结果是产生了许多尴尬的输电工程——利用率低、无法回收固定投资。即使从电力安全与供应充足的角度来看，各省需求和供应特征高度相似。当紧张状况出现时，各省很可能会同时紧张；而在宽松时期，各省又都处于宽松状态。尽管存在供需动态、价格程度的差别，但是总体上，彼此间的“互济”难以产生巨大效益。

临时现象，只需要耐心等待

临时性现象往往是由短期的市场波动、政策调整、价格变化或季节性因素引起的。随着时间的推移、技术的进步以及政策的调整，这些现象将自然消退。因此，对于这些临时性问题，我们只需， 假以时日即可自动改善或者解决耐心等待即可，无需进行重大结构性干预。

这些现象包括：

可再生能源建设与电网基础设施建设周期的不匹配。曾几何时，这一理由被广泛地认为是存在弃电的原因，比如所谓“特高压外送通道的审批和建设周期通常需要约3年时间，而相比之下，千万千瓦规模的集中式光伏项目只需1至2年即可完工”这种时间上的不匹配，导致在可再生能源项目建成后，电网基础设施尚未准备好，无法及时并网消纳新增的清洁能源。

然而，这种问题属于操作性问题与短期现象。随着时间的推移和电网基础设施的逐步完善，周期的不匹配将自动得到解决。因此，也往往与讨论的问题并不相干。

煤电比重的短期反弹：在2023年，尽管有可再生能源如风电和光伏的绝对出力增加，煤电的比重仍然出现了短期反弹，达到了63%的水平。这种反弹主要是因为水电、核电等其他清洁能源的发电量减少，导致对煤电的临时性依赖增加。这种反弹尽管会增加碳排放，但是在全社会福利意义上仍旧是理想的。

价格波动导致的煤电利用率上升：随着煤炭价格的有效下降，煤电利用小时数可能在某些年份有所上升，特别是在其他能源价格上涨或供应不足的情况下。这种现象通常是由市场供需关系变化引发的，并不代表长期趋势。煤炭的价格如果下跌，既有煤电更大程度地利用也对应系统成本最小化的要求。

电力需求的季节性波动：中国电力需求在冬季和夏季通常会出现季节性高峰，这可能导致煤电机组在这些时期的利用率临时上升。这种现象通常在气温回归正常后消退，并不代表煤电长期需求的增长。这并不构成需要解决的问题。

输电专线外送中高煤电比重“打捆”：在过去，输电专线中有超过70%的电量来自煤电。这种“打捆”模式不仅提高了输电线路的碳排放强度，也限制了可再生能源的并网比例。然而，这一问题已得到充分认识。《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》明确提出：开展新型交直流输电技术应用，有效降低配套煤电比例，实现高比例或纯新能源外送。这一问题，需要行政目标的可负责性（accountable）要求。

煤电的锁定问题

在中国煤电转型过程中，除了临时性现象外，还有一些更深层次的锁定问题，比如：

经济调度缺失与煤电的事实优先性。在现行的电力调度体系中，大部分煤电机组由于其稳定的输出和较低的燃料成本，常常被优先调度为基荷电源，避免频繁调整出力。即使在风电、光伏和水电等可再生能源能够提供充分出力的情况下，煤电仍然被使用。这种做法不仅限制了可再生能源的使用，还增加了系统的碳排放。

系统运行以稳定输出为主。中国的电力系统长期以来形成了煤电与电网之间的紧密耦合。煤电机组因其稳定的出力特性，常常被优先作为电力调度的基荷电源，默认它们全部需要待在系统中，备用以随时变化满足变动的需求。很多年，笔者一直对体制内外的一种很有影响力的观点感到困惑。即所谓的“加快调峰电源建设、提升电力系统调节能力”。

根据笔者的理解，风光发电并网的挑战在于某些时刻，供过于求，系统平衡变得困难，需要有部分机组能够有效减少出力。因此，所谓的“调峰”更准确地说应该是“调谷”——即在需求低谷时降低出力，释放系统进一步向下调节的能力。然而，要实现这种降低出力甚至停机的能力，前提是机组已经在系统中运行。这种调峰即使算一种系统辅助服务，又怎么会与尚未上线的新建机组相关联呢？

这种思维的根源仍在于行政给资源——只要机组建成并获得“批准背书”，就默认拥有某个水平（例如60%出力）的市场份额。这是讨论的“起点”。然后相比这个水平的，自然是“辅助服务”了。这种思维方式的起点与参照系，仍旧是行政资源划分，或者某种先入为主的义务，比如稳定输出。

交易路径不应决定物理潮流。在电力系统中，物理潮流应该基于供需平衡的动态变化而形成，而不应被预设的交易路径所限制。目前，在许多情况下，交易路径，从“程序正义”的逻辑，被设定为决定电力流动的主要因素。这可能导致资源配置效率低下，对电力“总体平衡”基本要求的特点而言并不必要。为了解决这一问题，必须改革电力调度机制，更短更快的决策，确保物理潮流能够基于实时供需状况灵活调整，更新提前很长时间的决策，不依赖于预设的交易路径。这将提高电力资源的分配效率，减少对煤电的过度依赖。

笔者把这些问题称为“结构性锁定”，在于它们根植于电力系统的深层次结构和运行机制中，缺乏自发改变或进化的动力与可能性。首先，煤电的优先调度地位、交易路径决定物理潮流，以及对稳定输出的过度依赖，都是在过去数十年的政策导向和市场设计中逐步固化下来的。这些机制已经深度嵌入到电力系统的日常运行中，形成了对既有模式的依赖。这种依赖不仅体现在技术和经济层面，还体现在政策和监管层面。

此外，能源政策和监管上的自由裁量权一定程度上加剧了“结构性锁定”的问题。由于缺乏明确的单一导向（比如以“系统成本最小化”为最优解），政策的制定和执行往往带有短期应急性和临时性，缺乏推动系统性变革的强大动力。这使得整个系统难以通过市场力量或地方政府的自主行动来打破既有的结构性障碍，最终的结果是：形成了对现状的路径依赖。

无论是统一市场省内省间耦合、引入经济调度决定机组份额，提升调度分辨率减少备用需求，问题都集中在缺乏明确的导向。因此，这些“结构性锁定”问题在当前体制下难以通过内部的自发变化或渐进调整来解决，必须依赖于外部与超越部门系统的政策干预、机制创新和体制变革。中央政府需要就如何实施总体的经济调度提供机制性设计。

总结：未来煤电角色分化，

“结构性锁定”必须解决

中国煤电转型刚刚起步，而结构性锁定问题无疑是这一进程中面临的最重大挑战之一。这些问题不仅深深嵌入了电力系统的运行机制和市场结构，还对中国实现碳中和目标的进程产生了深远影响。如果这些结构性锁定问题得不到有效解决，能源转型的步伐将被极大限制，甚至可能阻碍中国迈向更可持续未来的努力。

总体视角下，要快速实现煤电的转型要求，关键在于立即停止新建煤电、不断强化政策框架以减少煤电运行、致力于公正和包容的转型。要破解这些“结构性锁定”问题，政策、机制与体制的变革是必不可少的。

这些变革的成功实施，依赖于一个基本前提——社会中存在一个权力基本平衡的体系。在这个体系中，各利益相关方需要在规则明确、程序透明的框架下，进行有效地讨论、互动与协作。只有在这样的环境中，政策制定者、行业参与者和社会公众才能够充分参与到电力系统的转型进程中，共同推动实现国家的长期发展目标。

在这一过程中，政策制定的外部推动力量可能会发挥更大作用，各类绿色协会、非政府组织、高校、研究机构、媒体能够代表各类社会公众的利益，监督政府和企业的行为，确保转型过程中的透明度和公正性。它们还可以通过提供专业知识和技术支持，协助制定更加科学和可行的政策，推动煤电行业向清洁能源转型。

此外，通过持续的宣传和教育，这些组织能够提高社会对煤电转型和碳中和目标的认识，增强公众对绿色发展的支持，形成更加广泛的社会共识。这种社会共识反过来会进一步推动政策和体制的变革，形成一个良性循环。