从新型电力系统安全保供的现实需求角度出发，未来煤电行业发展要“重电力、控电量”。
“十四五”以来我国能源电力转型展现出强大的韧性，在全球能源格局深刻调整的形势下，发挥了保供稳价的巨大作用。践行“双碳”目标要求稳步推进能源电力的结构性调整和市场化改革，2022年煤炭消费比重降至56%、非化石能源发电量比重达36%、市场化交易电量比重超过60%，2023年上半年实现“可再生能源发电装机超过煤电”这一历史性壮举，彰显了我国推进能源电力绿色低碳转型的决心和信心。在能源转型过程中，煤电展现了强大的支撑力和驱动力，2021年秋季，我国大范围用电紧张时煤电企业承压保供，煤电电量原则上全部进入电力市场；“三改联动”加快推进，截至2023年8月已累计完成5.2亿千瓦，强化了我国能源电力安全保障能力和新型电力系统的建设活力。
构建新型电力系统要求煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型，即加快煤电清洁高效化发展和灵活调节能力提升，这是近中期煤电高质量发展的大方向。面对极端天气冲击电力安全、高比例新能源高效消纳，以及煤电企业可持续经营和碳达峰时间节点临近等挑战，2024年煤电需进一步深化高质量发展，通过优化产能布局、推进“三改联动”、调整市场竞争策略、拓宽产业价值链等方式，挖掘煤电的保供、调节和减排潜力，助力我国稳步实现新能源安全可靠替代。
新能源占比上升，煤电再迎新挑战
当前，我国的电力安全保供形势面临系统结构转型和极端天气事件频发的内外因双重压力。
首先，新能源发电装机占比提高和“三产”及居民用电比重增加改变了电力供需特性，在数值曲线上直观体现为净负荷的“鸭形曲线”和用电负荷的尖峰化与双峰化，使得电力供需平衡的难度加大。同时，新能源和用电负荷对极端天气（高温、极寒、暴雨、干旱等）的敏感性较高，新能源“靠天吃饭”、发电可靠性低，冬夏季终端用户的温控负荷推高全年最大用电负荷，并且极端天气的不确定性影响会在电力系统源、荷两侧叠加表现出强耦合作用的特点，将进一步加剧电力系统的缺电风险，例如2022年夏季四川遭遇了极端高温干旱天气而出现严重缺电。在厄尔尼诺现象影响下，2023年我国多个地区提前迎来高温天气，多个省份的用电负荷突破1亿千瓦，若厄尔尼诺在2024年继续出现，将极大地增加迎峰度夏的保供难度。
其次，如果仅靠煤电深度调峰难以支撑新能源高比例发展。2023年全国风电光伏总装机容量突破10亿千瓦，风电光伏发电量占全社会用电量比重超过15%，新能源利用率高于97%。新能源已从过去的补充性电源发展成为替代性电源，在提供大量绿色清洁电能的同时，也意味着更大的消纳压力。
我国灵活性发电容量比重约为17%，低于美国的49%、西班牙的34%，但弃电率低于欧美国家普遍的3%～11%区间。全额保障性消纳机制发挥了重要作用，但归根结底主要是依靠煤电深度调峰甚至频繁启停调节实现的，这意味着更高的消纳代价。随着新能源进入高比例渗透时代和市场化消纳阶段，继续采取行政性的深度调峰措施、有限的调节服务收益将使得煤电企业的经营更加困难，反而限制了煤电对安全运行支撑作用的发挥。此外，新能源大基地还受到直流输电技术约束和送受端电力市场衔接机制的限制，分布式电源受配电网接入承载力弱和分布式交易机制不完善的影响，面临并网困难的局面。
最后，煤电容量电价机制是完善我国电力产品价值体系的重要尝试，为煤电企业稳定收益预期的同时，也对其运行技术提出了更高要求。近年来，煤电利用小时数下降、煤炭价格水平偏高等因素导致煤电发电成本上涨，煤电上网电价上浮20%、辅助服务定价偏低的市场环境并没有完全缓解企业经营困难。我国自2024年1月1日起对合规在运的公用煤电机组实施“容量+电量”的两部制电价机制。煤电容量电价可谓是一剂“强心针”，不仅可以改善企业的收益结构，帮助企业收回部分固定成本，还有助于体现煤电对电力系统发电充裕性的支撑调节价值、稳定煤电的发展预期、激发煤电机组转型改造的积极性，引导煤电更加高效地发挥基础电源功能。
固定成本30%～50%的补偿标准为煤电机组提供容量服务收益，但同时也规定，机组无法按照调度指令提供申报最大出力的，月内发生两次扣减当月容量电费的10%、发生三次扣减50%、发生四次及以上扣减100%，一年内月容量电费全部扣减累计发生三次的会被取消容量电费资格。这要求煤电企业申报最大出力时要根据机组的运行情况量力而行，加快提升机组运行控制的精细化水平。此外，煤电容量电价机制并不能承诺煤电企业“过上好日子”，作为政策性的电价机制，可能导致煤电上网电价走低、减少现货市场的发电收益，过度的调节也会加速煤电机组的设备损耗，增加运维成本和设备加速老化的长期资本性成本。
多维度共同推进煤电良性发展
煤电在未来相当长一段时间内仍是我国电力供应的重要支撑，在安全保供压力下煤电装机容量将继续增长，但要把握好煤电的功能定位，提供基础保供、灵活调节、应急备用和综合能源生产等多元化电力服务功能才是煤电长远高质量发展的可行方向。
从煤电自身发展来看，一是因地制宜，重点围绕送端大型清洁能源综合基地、东中部负荷中心、电网重要节点等区域统筹优化布局新建煤电，筑牢新型电力系统安全保供的基石；二是技术转型，优化“三改联动”的技术路径，科学有序提升煤电机组在调峰调频、爬坡速率、快速启停、增容提效、容量支撑、延寿备用等方面的技术性能；三是发展“煤电+”模式，在灵活运行、热电解耦、碳捕获利用与封存、多应用场景、与其他灵活性资源多元配置等方面加快“煤电+”产业升级，提前布局新型电力系统所需的基础电力多元服务和负碳电力产业链，赋予煤电更多的技术属性和应用场景，丰富电力转型进程中煤电的商业模式与收益机制。
从灵活性资源部署来看，适时调整新能源发展方式，按照“增规模、提性能、理机制”的策略，加速新型电力系统灵活性资源部署。
预计我国新能源装机容量在2025年将达到13亿千瓦，到2030年有望达到22亿千瓦，新能源发展进入新阶段，需要适时修订《中华人民共和国可再生能源法》《中华人民共和国电力法》等法律法规对新能源的保障性消纳、发展方式、发展定位、发展基金、税收优惠等的规定，设定新能源的“经济利用率”，合理安排资源部署节奏适配地区需求和电力系统安全裕度，将新能源并网规模调控在电力系统经济消纳能力范围内。
同时，着力解决新能源大基地经济高效外送消纳、分布式电源安全稳定并网的技术难题，实现电力系统灵活调节资源在规模、性能、成本、运行策略等方面全面升级，满足“尖峰顶得上、低谷压得下、爬坡跟得上、成本降下来、功能多样化”的更高要求。
一是增规模，存量资源中火电灵活性改造、省间电网灵活互动、需求侧资源的规模化聚集响应，以及增量资源中抽水蓄能、新型储能以及各类电能替代主体，是近中期灵活性资源容量规模的主要来源，其中2025年煤电灵活性改造累计容量可达5亿千瓦以上。二是提性能，从时间尺度来区分各类灵活性资源的定位，加快推进短时、极短时调节资源部署（如储能），稳步增加中时资源规模（如灵活煤电、需求响应），提早部署长时储能（如氢能、跨区输电），全方位应对短时新能源出力扰动、中时电量不足和长时电力电量短缺的风险。三是理机制，完善电力市场的竞价规则、产品设计和价格信号，现货市场调动发电机组调峰积极性、辅助服务市场激励电能质量响应服务、容量机制保障电力系统容量充裕度，电力市场机制以经济手段加快灵活性资源部署，提升电力市场对高比例新能源的适应性，促进新能源发展由保障性消纳向市场化消纳转变、2030年全面参与电力市场。
从电力市场发展来看，当前我国多层次统一电力市场建设富有成效，现货市场和辅助服务市场取得了长足的进步。山西电力现货市场自2023年12月22日起转入正式运行，成为我国首个正式运行的电力现货市场。
煤电容量电价机制的引入，势必会对当前电力市场竞价产生影响，电力调度部门和政府监管部门要做好容量服务的申报和考核工作，确保容量补偿的公平公正、及时有效和公开透明，避免现货市场电价剧烈震荡、平均电价水平被显著压低；建立容量电价评估机制，收集市场运行情况和问题反馈，提前向煤电企业发布申报指南、向用户提供收费清单，适时调整和完善相关规则。煤电企业要获得稳定的容量补偿收益，需提升技术和管理水平，选择适宜的灵活性改造技术路线和市场竞争策略，把握好煤电容量电价的红利机遇。从新型电力系统的长远发展来看，煤电容量电价机制的过渡性行政补偿政策最终会转向市场化的容量机制，需要做好与现货市场和辅助服务市场的衔接，保障电力市场的平稳建设。
此外，与能耗“双控”逐步转向碳排放“双控”的战略调整相适应，也从极端气候风险加剧下新型电力系统安全保供的现实需求角度出发，煤电行业发展要“重电力、控电量”。一是采取“节能优先、清洁替代”的高效电气化战略，将节能提效作为碳减排的首要措施，按照非化石能源发电供应能力的可行空间把控电能替代的节奏，强化非化石能源对用电增量的贡献程度，尽快出台煤电发电量达峰的顶层设计，制定煤电电量占比约束性指标，在电力系统安全调节裕度内，杜绝以电量需求作为扩大煤电规模的契机，推进煤电电量与容量脱钩。二是在高效清洁发电、低出力稳燃技术、燃料处理与燃烧技术、碳捕集技术、新型设备材料等方向持续研发创新，继续深挖煤电节能降耗减排潜力，推进煤电碳排放与电量脱钩，有效应对煤电容量继续增加与愈加严格的碳约束之间的矛盾。
（作者均供职于华北电力大学经济与管理学院）
