近日，電力四小豪門之一的國投電力發布公告，確認該公司擬在上海聯合產權交易所一次性掛牌轉讓其所持有的6家火電廠股權。這已經不是煤電行業第一次聽到類似的“壞消息”了——就在半年間，五大發電集團紛紛“轉讓”、“清算”旗下的煤電廠。

　　盡管在清潔化發展和結構性調整的背景下，火電規模的縮減不可避免，但煤電企業虧損面之大，破產清算速度之快，出乎所有人的意料。而就在10月21日，國家發改委印發《關于深化燃煤機組上網電價形成機制改革的指導意見》，給進退維谷的煤電再潑一盆冷水——將煤電從保量保價、到保價不保量，進而全面放手于市場。

　　煤電在我國電力體系中，無論是過去、現在還是未來，都擁有著不同尋常的地位。我們習慣性地用“壓艙石”來形容經濟大發展時期為我國提供基本負荷保障的基礎性電源，也借用“穩定器”的比喻來客觀勾勒未來煤電在我國能源結構中的角色定位。

　　隨著能源轉型、供給側結構性改革的實施，以及環境約束的日益趨緊，煤電在“十四五”、以及未來更長一段時間該如何發展，已經成為業內關注的焦點。

　　從目前來看，業界對于“十四五”電力消費已經形成基本共識，而各方分歧主要集中于供給側如何配合消費側的變革。一方觀點認為，隨著可再生能源的快速發展，煤電在“十四五”期間，應該暫緩發展或不再發展，為可再生能源騰出空間；也有觀點認為，煤電在“十四五”及未來更長一段時間還要適度發展，主要承擔為可再生能源及電力系統提供調節能力的任務。

　　對于未來我國能源轉型的目標和電力工業高質量發展的愿景，在每一個關注電力發展的人心中都是無比清晰且明確的。當我國躋身于世界第二大經濟體，如何履行生態環境保護的大國承諾，或多或少都取決于電力結構優化和煤電的減排增效。

　　可以肯定的是，在未來煤電由“電量”型電源向“電力”型電源轉型的過程中，重回“5500小時”的光輝歲月已成為美好愿景；煤電的發電量也將會隨著社會發展階段和新能源技術的進步而先于裝機容量達峰。

　　值得關注的是，在以電力市場化為核心的電力體制改革中，如何通過政策工具讓不同類型的機組物盡其用，共享發展紅利；并通過有效的市場手段形成資源和利益的再分配，促進傳統能源與新能源的協調發展，是當下迫切需要回答的問題。

　　為此，本刊特選取電源結構、市場環境最為典型的甘肅省，剖析在有限的消納空間以及現行的市場機制下煤電企業的生存現狀；同時邀請環境氣候專家、宏觀戰略規劃研究人士、電網專業人士以及市場交易從業人員，從源側的結構特性延伸至網側的靈活性發展，從市場發育階段拓展至體制機制完善，從微觀到宏觀，見微知著，共同探尋煤電在能源轉型背景下的合理化發展之路。

　　“十四五”及未來時期煤電在系統中的定位及作用

　　我國的能源安全戰略長期堅持“以煤為主”，隨著2014年習近平總書記提出能源革命的中心思想，我國能源發展的戰略目標發生了重大轉變，并提出到2020年可再生能源占比達到15%的目標。近幾年隨著供給側結構性改革和能源轉型的逐步深入推進，煤炭、煤電兩個行業的結構和利益格局也發生了重大變化。在電力產能相對過剩的情況下，“十四五”及更長時間內，傳統能源與新能源應該如何統籌發展并兼顧電力產業鏈條上的各方利益？

　　業內人士一：煤電的發展為什么會走到今天？大家都在說煤電過剩導致了很多問題，比如投資浪費，比如新能源發展不及預期。

　　在第一次產能過剩時期，企業投資煤電項目，看到的是固定的上網價格，看到的是“我不上別人就會上”的囚徒式發展困境。這樣的發展環境，缺失的是市場產生的價格信號。根據供需關系產生價格信號引導投資，才是“十四五”及未來更長時間，行業高質量發展需要的真正市場環境。如果說在“十四五 ”、“十五五”期間煤電全部停建，這種“一刀切”式的停建，與當初“一窩蜂”式的搶建，在本質上沒有太大的區別。

　　德國的可再生能源占比較高，也一直作為全球能源轉型的模板備受關注。在德國能源轉型的過程中，毫無疑問地也碰到許多問題。比如，可再生能源穿透率達到一定比例之后，每上升一個百分點，給系統運行帶來的壓力都是呈現指數變化的。因為可再生能源的波動性需要平衡服務，需要系統內的傳統能源作出快速響應。以往煤電、核電承擔的大多是基荷作用，隨著能源系統中可再生能源比例的上升，此時系統需要提升靈活性配合可再生能源的發展。

　　2013年，德國有223天要求傳統能源的出力進行再調度調整，來適應可再生能源的消納。到了2014年，這個數據已經變成330天了，可再生能源消納和傳統能源出力調整并不是線性發展的，到了一定程度以后上升速度非�？�，在一年之內上升50%。2014年，調度涉及的電量是5197吉瓦時，到了2015年的時候上升至15436吉瓦時，翻了接近三倍。從2013年到2015年期間，德國再調度系統平衡費用，也翻了接近三倍。

　　因此，要評價可再生能源和煤電哪個更具有經濟性，一方面，毫無疑問地要考慮環境成本，另一方面也要考慮可再生能源的消納成本。這其中不僅包括了新建線路的電網投資，還包括對既有設備的改造。例如隨著分布式可再生能源逐步增加，潮流會發生改變，整個系統設備都要進行調整。再一部分就是系統平衡的成本，包括機組的快速啟停成本、以及煤耗增加的成本；同時還要考慮輔助服務的交易成本，以及新能源對傳統能源擠壓而帶來的社會成本。

　　歐洲學者曾經提出能源的不可能三角，也就是說在沒有重大的技術變革前，大部分國家是無法同時實現能源安全、清潔和廉價的。從能源安全的角度來說，如果能源獨立做不到，政治獨立也不可能實現。從民眾對電價的承受能力來說，意大利、西班牙、德國的新能源發展很好，但與之相對的，這些國家的居民電價在歐洲的排位，也都是排在最前面的。在我國目前的經濟發展階段，民眾是不可能承受過高的電價的。

　　所以，“十四五”期間煤電不能“一刀切”停建，要適度發展。德國最近幾年的發展中，部分西德城市的經濟發展明顯落后于東德，這是違反普遍認知的。大家熟知的德國重要工業地區、重要的產煤地區都在西部，而現在在西德的魯爾區有28.4%的人口是貧困或者隱性貧困人口。這里的原因，或多或少是因為當年煤炭工業轉型之后，沒有完全處理好就業問題，導致了失業率的大幅飆升，人口大量流失，甚至產生了一些民粹主義思想。所以如何解決好社會問題，需要時間一步一步來，如果“一刀切”式的處理，很難不出現這些問題。現在真正需要提前計劃的不是說投建多少煤電，而是如何處理好依附于產業鏈上的人員安置問題。

　　正如前所述，在“十四五”及未來更長的時間內，煤電應該適度發展，這里面的適度，是要依據于市場化模型下的仿真計算，是市場環境下的“適度”發展。以往，我國以煤為主的電源結構和經濟迅猛發展時期，煤電作為基礎型電源撐起了基本負荷和最高負荷，隨著經濟發展階段的變化，以及能源轉型的推進，煤電要為高比例可再生能源系統提供更多靈活性，因此，煤電的利用小時再重回“5500”的階段不太可能，也無法再單純通過電量電價來回收成本。

　　隨著清潔能源的逐步壯大發展，裝機、發電量占比在系統內的逐步提升，煤電的利用小時數還會進一步下降，并且作為系統的 “壓艙石”和“調節器”為系統提供更多的調節能力。但所有的企業都是有逐利性的，都是要追求利潤回報的，因此，應按照誰受益誰付費的原則，將系統內的調節成本進行疏導。實際上用戶用了清潔能源的電，應該由用戶來付費，由于清潔能源電量比例的升高引發的一切成本也都應該由用戶買單。

　　隨著電力市場化改革的深入推進，我國8個現貨試點也取得了不同程度的進展。在2018年電力市場化交易中，煤電發電量的交易比重占到市場化電量的4成多，為穩定電價、滿足基礎負荷起到了關鍵性作用。時下，是我國經濟轉軌和能源轉型的關鍵時期，我們該如何從市場化的角度看待“十四五”時期電源規劃？又該如何體現經濟性與綠色發展、能源安全的三廂統籌？

　　業內人士二：我們很反對“事前拍腦袋，事中拍胸脯，事后拍屁股”的工作方式，同時，我們也不應用計劃規劃的思維去看待國外的市場發展，以及國外的能源結構變化。

　　近幾年，美國煤電的份額在持續下降，這其中很大一部分原因，是因為美國具有天然氣的資源優勢。如果燃煤的成本低于天然氣，美國的能源占比又會是什么樣子呢？當然，對于假設性的問題討論的意義并不大，但實際上，有時候我們的思維方式是站在自己的角度去看問題，并沒有站在對方的發展環境，以及市場環境來考慮問題。

　　隨著中發9號文的印發，未來五年電力市場建設將是國家的重點工作。在市場化的背景下，我們看待事物的角度，以及判斷變化的依據都將發生很大的改變。電力現貨市場能夠清楚地界定可調節機組提供調節服務的價值，然后通過市場手段評估出整個系統到底需要多少調節能力。

　　現在講現貨市場對調節能力的判別，以及將會產生的影響還比較抽象。從一個稍顯市場色彩的實例來看，國內某區域通過調峰輔助服務補償機制，促使供熱期機組出力由65%降至25%，同時并沒有影響供熱，也沒有做其他的技術改造。從這個實例可以看出來，在機制沒有走向市場化之前，站在傳統計劃的角度，我們無法估量到底系統有多少調節能力、調節能力到底價值幾何。所以，未來煤電發展的關鍵詞，一個是市場化，另一個就是適度。要把規劃放在市場化背景下，量化計算煤電發展的度。在量化測算完成前，我們還不能說清“適度”究竟是正還是負。

　　從經濟性的角度來看，現在所講的可再生能源平價上網，并不是真正意義上的“平價”，也不代表可再生能源在經濟上可以作為主力電源。首先，可再生能源生產的電能和煤電生產的電能質量是不一樣的。因為可再生能源天生具有間歇性和不連續性，或者把它籠統地稱為不可預測或者不穩定性。無論是對于企業生產，還是系統平衡來說，抵御不可預知的風險，才是每個市場主體需要關注的最大成本。也就是說，可再生能源電力在能源供應的過程中，如何用經濟量化出它的不穩定性，才能知道可再生能源對于電力系統安全穩定供應這一最大紅利的“負影響”。

　　就目前來看，量化計算很難完成，那么可以用同功能類比收費的替代測算法測算極端情況：按照目前普遍的電化學儲能成本，度電存儲的成本為0.5元/千瓦時，有了這樣的調節能力，就可以讓可再生能源電力與煤電一樣，成為可隨時調用電源服從調度指令。那么使可再生能源與煤電質量相同就意味著度電增加0.5元/千瓦時的成本。目前可再生能源自身發電的成本，并不低于普遍的電力生產成本。從這個角度來看，再回看到國民經濟的發展階段，這樣的電價成本是不可承受的�，F在國家反復強調，要給實體經濟減負，要降低用能成本，因為以目前我國的經濟結構、我國的產業發展階段，還不能夠接受過高的電價。因此，從經濟這個角度，還需要適度發展低價電源，形成“高低搭配”。

　　有人會問，為什么可再生能源發展到今天，它的不經濟性沒表現出來？電價沒有受影響大幅上漲？很簡單，目前火電板塊的虧損面達55%，這是間接的反映，在電價不能上漲的前提下，煤電并沒有拿到它為系統提供調節服務而應該獲得的收益。

　　我國電力系統有兩句話，一句話是“事故狀態下保機組”，因為機組是系統恢復供應的核心；還有一句話是“經濟下行保用戶”，因為用戶垮了，電不知道賣給誰。在促進可再生能源發展的時代背景中，煤電先向煤炭轉移收入，再向工業用戶轉移收入，還要承擔“免費”的調節服務。如果經濟性離不開煤電，成本就應該向用戶側疏導。

　　從系統的角度出發，可再生能源是否能夠成為獨立能源？從全世界范圍的發展來看，在理論上、在運行經驗上，目前并沒有哪個國家已經取得可再生能源作為主力電源的成功經驗，而且一些國家還為其付出了慘重的代價。比如說前不久發生的英國停電，其中一個細節，是在系統頻率臨近崩潰之前，有28秒的僵持時間。在28秒中，如果英國不是淘汰那么多火電，通過火電的快速爬坡是能夠頂住系統頻率崩潰的。恰恰是因為傳統能源的消失，系統轉動慣量的減少，隨著電壓的崩潰，分布式可再生能源形成孤網，進一步發展成孤島效應解列，造成整個系統崩潰的大型事故。

　　現在講的產能過剩，實際上是所有電源類型的裝機過剩，不能簡單地說是煤電投資規劃失誤，也不能簡單地讓煤電承擔所有產能過剩的后果。那么未來適度發展煤電，有序化解過剩產生，實際上是尋求一種公平的機制。

　　目前，存量煤電機組的壽命差不多還有15年，可預見的15年里系統是離不開煤電的，但是煤電的利用小時確實在下降，不斷把出力空間讓給可再生能源。按道理來說，如果沒有系統調節性能力的提高，清潔能源的比例也無法提高。那么這些利用小時數不斷下降的煤電機組，為系統調節提供服務的價值應該算在可再生能源電價上，以可再生能源的系統成本走到用戶身上，以用戶承受能力的極限判斷可再生能源到底需要多少，換句話說，也就是按照用戶承受電價的極限來決定整體可再生能源的穿透率。

　　當下，無論是我國的清潔煤電技術，還是裝備制造水平都領先世界。如果“十四五”期間完全不考慮煤電發展，裝備制造業、科研技術都會面臨衰退和斷代，也會斷絕我國優勢資源的發展前途。因此，考慮煤電的發展，既要站在大國責任的角度，也要站在國家能源安全的角度上統籌考量。

　　自2013年“大氣十條”公布之后，我國煤炭消費和占比有了實質性的下降，煤電占比從75%下降至60%，“減煤控煤”已經從理念拓展到實踐，可再生能源也已經成為用電增量的第一大替代電源。目前隨著“去產能”的實施和經濟短周期的波動，我國局部地區已經出現了用電偏緊的情況，在“十四五”時期的電源規劃中，煤電的發展布局將如何匹配負荷側的變化需求？是否會呈現“零增長”的態勢？

　　業內人士三：對中國能源的發展目標和能源轉型路線，所有人心中都已經有了無比清晰的彼岸；對于30年后建成的社會主義現代化強國，國家能源體系的構架，在每個人心中也都有發展脈絡。我們整個國家都在朝著目標和方向前進。

　　習近平總書記提出的國家能源安全新戰略，以及日前國家能源局局長章建華就能源高質量發展發表的署名文章，都明確提出綠色低碳是國家能源的發展方向，這為我國的電力規劃提供了基本遵循。但是我們必須注意到，無論是習總書記的論述，還是章建華局長的署名文章，都不約而同地提到了一點——能源安全是首要任務

　　我國是全世界最大的能源電力體系，我國也擁有著全世界最大的煤電體系，同時，我國還是一個發展中國家，在這樣一個歷史時期，未來五年、十五年，我國的煤電如何定位與發展，是一個非常嚴肅的決策。

　　根據一系列數據和仿真計算的結果，如果煤電在“十四五”期間實現零增長，必須要有一系列的前置條件。這些前置條件，涉及國家經濟發展、能源需求和電力需求的變化，不僅關系到全局性的變化，也關系到區域性的變化。因為我國從東到西，省與省之間的差異非常大，不能將江蘇與山西同日而語，更不能把山西跟新疆類比，這是必須觀測到的差異性。

　　電力是大投資、大周期的行業。很多電力項目的前期工作要開展十幾年的時間，也很多煤電項目早已辦完開工手續。比如“十三五”時期已經規劃核準的“西電東送”重要的輸電通道，這些輸電通道的功能，就是為了緩解中東部地區“減煤控煤”后出現的電力缺口。還有一些電源項目，比如已經開工建設的甘肅常樂電廠，是為了提高酒泉到湖南直流的運行能力，能夠進一步提高甘肅酒泉地區可再生能源外送占比的重要性基礎電源，甚至還有一些民生供熱項目。

　　電力與石油、煤炭、天然氣、水等能源資源的最大不同，是電力的生產、傳輸、消費必須同時完成，這決定了電力工業極高的復雜性。在儲能技術顛覆電力系統構架之前，我們的技術發展程度還不足以允許我們完全摒棄掉煤電。因此，我們不僅要看到能源電力未來的彼岸在哪里，我們還要摸著石頭過河，一步一步走下去，要根據一系列的實際情況變化來進行決策，這是至關重要的。

　　未來煤電的利用小時數，不一定會保持持續下降的狀態。因為隨著未來儲能技術的進步，以及電力市場改革深化之后，如果有大量的負荷側用戶愿意去跟隨市場信號，調節自身的用電特點，改善整個負荷側的特征，可能會使整個電力系統，不管是電網還是電源，無論是煤電還是其他各類電源，都形成更好的設備利用率。最近幾年工業負荷增長變慢了，更多是居民負荷增長起來。居民負荷會造成很多用電尖峰，比如空調負荷。按照目前我國的市場條件以及政治體制，是不可能對這些尖峰負荷進行直接的負荷側調控，也不可能通過價格信號改變居民的用電習慣。

　　因此，系統內必須有足夠的裝機容量去頂尖峰負荷。但是，風能、太陽能資源是不可控的，因此系統里就必須有足夠的、能夠被人掌握在可控容量。目前的可控調節性資源，主要是水電和氣電，但水電必須在非防汛期，而氣電的經濟性比較差，基于目前的市場回報機制，投資方到底愿不愿意投資這些可控的調節資源還是未知數。社會資本的逐利性，導致了這些回報率低的可控資源，還要依靠央企來投資。所以，目前大量的煤電在承擔調節性電源的作用。

　　現在的時代已經今非昔比。在前一個時代，煤電帶動了重化工業和國民經濟的騰飛，那個時代煤電也過著“好日子”，但是隨著經濟的轉軌，“大干快上”的時代已經結束，這個才是煤電利用小時數下降的關鍵性因素，因此煤電的利用小數下降，并不能夠完全歸結于可再生能源的快速發展。

　　但是從另外一個角度來觀察，煤電利用小時數下降，確實給可再生能源騰讓了一定的電量空間，但是更多的是在順應負荷側的巨大變化。順應這樣時代的變化，一定是需要體制機制各方面去調整，重點在負荷側。想讓煤電的利用小時數上升，是我們美好的愿望，但更多的是要結合實際，具體問題具體分析。通過測算，在2025年前后，煤電每年的利用小時數基本保持在現有的4300到4500小時之間。因此，煤電在“十四五”以及未來時期的地位和作用，絕不單單取決于新能源的發展，而是要放在一個更宏觀的角度來考量。煤電與新能源不是零和博弈，二者在電力系統中從來都是相輔相成，缺一不可。