在我國經濟增速換擋、電力需求增長放緩的大環境下，火電裝機增速卻仍保持在高位，多地區火電設備利用小時數出現大幅下降。

    在經濟發展新常態下如何看待火電裝機增長和利用小時數下降的矛盾，理清火電尤其是煤電未來發展的思路，對保障我國能源電力安全穩定供應，推動能源結構變革，走出一條清潔、高效、安全、可持續的能源發展之路至關重要。

    煤電作為主體電源仍有增長空間

    隨著社會經濟發展，煤電碳排放的局限性愈發體現。但是從我國能源資源分布和未來能源需求出發，在近中期，煤電作為主體電源仍有一定的增長空間。

   在改革開放以來的經濟高速發展時期，煤電在滿足我國能源電力需求方面發揮了重大的歷史作用，有力地保障了我國經濟增長和社會發展。我國能源戰略目標之一是發電能源結構實現低碳化，煤電的碳排放特點成為制約其發展的主要因素，但就近中期來看，煤電仍會是保障國家能源電力安全穩定供應的主體電源。

   國務院《能源發展戰略行動計劃（2014~2020年）》指出，到2020年煤炭消費總量達到峰值——42億噸，將占一次能源消費總量的62%。在《煤電節能減排升級與改造行動計劃（2014~2020年）》的規劃目標中，到2020年我國電煤比重將達到60%以上。

   按煤炭峰值消費水平為42億噸計算，至2020年我國煤炭消費量尚有近6.8億噸的增長空間，其中電煤有5億噸的增長空間。

   按照4500小時的煤電利用小時數計算，再考慮效率提升等因素，仍存在6億~7億千瓦左右的理論煤電增長空間。具體煤電增長空間要結合系統需求綜合規劃。

   煤電逐漸從電量主體向容量主體轉變

   我國煤電與新能源發展是相輔相成的，煤電逐漸從電量提供主體向容量提供主體轉變。

   在能源電力低碳發展的戰略目標下，近年來我國新能源裝機容量和發電量都保持著超高的增長速度，但新能源天然具有隨機性和間歇性特點，有效容量低，無法大規模經濟存儲，在參與電力平衡時有效容量通常只有裝機容量的5%~10%，煤電在新能源發展上正在并持續扮演著重要角色。

   首先，在電量上煤電為新能源“讓路”，利用小時數下降將成為常態。

   我國政策上以消納新能源電量為優先目標，新能源在電量上必然“擠占”傳統煤電發電量。2014年我國新增發電量全部來自風能、太陽能和核能，煤電有史以來首次發電量負增長。我國已向國際社會承諾，2020年“非化石能源占一次能源消費比重達到15%”，未來新能源加大發電量占比的趨勢仍將延續。

   其次，隨著新能源加速發展和用電結構調整，系統對調峰容量的需求將不斷提高，煤電是當前技術條件下最經濟可靠的調峰電源。

   新能源大規模接入導致系統面臨的調峰壓力日益增大，尤其是風電的反調峰特性更明顯增加了電網調峰的難度。

   根據對東北、蒙西和吉林電網的統計，風電反調峰概率分別為60%、57%和56%。其中吉林電網由于風電接入，一年期間峰谷差變大的時間平均達到210天。

   另一方面，隨著國家產業結構調整步伐加快，第二產業用電比例持續下降，第三產業和居民用電比例逐步上升，使得系統負荷特性發生較大變化，系統峰谷差不斷加大。

   以華東電網為例，2014年最大峰谷差接近全網用電負荷的1/3，節日期間峰谷比變化值是年平均值的2~3倍，調峰難度顯著增加。

   煤電作為調峰電源有技術經濟優勢

   目前，我國系統中可選的調峰電源主要包括水電、氣電、儲能和煤電等。

    水電中抽水蓄能電站調節性能優良，但受站址資源條件約束和審批建設緩慢影響，發展速度和總量有限。兩步制電價一定程度上完善了抽水蓄能電站價格形成機制，但收益問題制約著各方投資抽水蓄能電站的積極性。

   氣電也有較強調峰能力，但我國天然氣資源相對缺乏，價格一直居高不下，按比價關系計算是煤價的3~4倍。且目前已建和在建的燃氣電廠大部分為聯合循環供熱機組，主要任務是滿足供電和供熱需求，調峰容量有限。

 儲能裝置調峰響應速度快，雖技術上可行，但經濟性較差，大規模實際應用還需相當長時間。

 我國目前煤電機組的技術調峰能力一般可達到機組容量的50%左右，新建機組的技術調峰能力更強，且在煤耗方面不會有太大損失。

 從系統角度來看，煤電作為調峰電源具有技術和經濟上的優勢，我國在一定時期內仍要依賴煤電作為主要的調峰容量提供主體。

為支撐新能源消納，仍需規劃新建煤電機組

 最后，煤電是新能源發展的重要支撐，隨著電源結構調整將逐步轉變角色，擔當容量提供主體。

 由我國電源結構可見，2014年底我國水電比重占22.2%，氣電比重占4.1%，電源構成以煤電為主，達63.3%。按2020年實現15%非化石能源利用目標測算，屆時我國風電、太陽能發電裝機容量至少達到3億千瓦，為支撐新能源消納，仍然需要規劃新建一定規模的煤電機組提供調峰、調頻、電壓調節、黑啟動等服務。

 從世界范圍來看，新能源的快速發展也在倒逼調峰電源建設。

 以德國為例，截至2012年底，風電、光電、生物質能等新能源機組總容量已經超過7000萬千瓦，年發電量已經占到總發電量的25%。

 新能源占比的提高對調峰電源容量提出了更高要求，為了取代核電和配合新能源發展，整個德國已經批準和正在建設的新火電廠已近1500萬千瓦，這些火電廠的調峰電價可以達到常規電價的3~5倍。

 即使到2050年德國新能源比例已經高達80%，依然需要5000萬千瓦左右的火電容量來保障系統的安全穩定運行。

 丹麥是世界上風電消納比例最高的國家，是以其背后強大的歐洲電網作為支撐，挪威的水電和德國等內陸國家的煤電調峰容量為丹麥的電力供應提供了重要的保障作用。

 2013年，丹麥與挪威、瑞典和德國電網之間的輸電容量達到628萬千瓦，是其全年最大用電負荷的1.02倍，是風電裝機容量的1.32倍，通過聯絡線跨區調峰是丹麥風電消納的關鍵。

 所以長期看，煤電未來將更多承擔起容量提供者的角色，與新能源的發展相互支撐。

 應充分利用現有煤電容量，建立完善容量市場

 充分發揮煤電的支撐作用，關鍵是要逐步建立健全市場機制，正確引導、深入開展綜合效益評估與政策制定，逐步將煤電發展成為市場容量提供主體。

 對于現有煤電容量，應充分利用，通過政策逐步建立完善容量市場，引導煤電積極參與調峰等輔助服務，加強對新能源消納的支撐。

 同時應審視火電利用小時數這一重要評價指標在新形勢下的適用度，考量火電定位的調整變化，建立包含發電量、輔助服務、容量供給等內容在內的火電利用小時新定義和內涵。

 我國正在探索適合國情的輔助服務市場機制，在窩電較為嚴重的東北地區，先后頒布了《東北區域電網發電企業輔助服務補償暫行辦法》，《東北區域并網發電廠輔助服務管理實施細則（試行）》以及《東北區域跨省調峰輔助服務市場交易及補償監管辦法》等一系列管理辦法，為輔助服務補償工作提供了政策支撐。

 管理辦法首創了機組日前調峰報價制度，鼓勵有意愿、有能力、成本低的火電機組積極主動參與深度調峰，為低谷時段風電、核電釋放了上網空間，同時將風電、核電納入市場范疇，一定程度上實現了風電與火電、核電與火電之間的互濟互補，具有重要的參考意義。

 總的來說，在經濟發展新常態下，我國煤電發展一方面要科學統籌規劃；另一方面要面向需求轉變定位，通過完善市場機制，激勵煤電機組參與調峰、備用等輔助服務，提高系統對新能源發電的接納能力，使煤電真正成為我國能源電力轉型的主體支撐電源。