黨的二十大報告闡述了積極穩妥推進碳達峰、碳中和目標的總體立場及實現方針，在更高層面上肯定了“雙碳”目標的意義。結合我國能源供需總體偏緊、能源安全形勢面臨諸多挑戰的現狀，黨的二十大報告著重強調了“雙碳”與能源安全的協調有序發展。自我國大力貫徹綠色高質量發展政策以來，能源結構持續優化，截至2022年底，可再生能源（含水電、風電、光伏、生物質）裝機規模突破12億千瓦、發電量占比達31.6%；實現超低排放的煤電機組超過10.5億千瓦、節能改造規模近9.5億千瓦、靈活性改造規模超過1億千瓦。伴隨著能源供給和消費革命的層層深入，黨的二十大報告立足我國能源資源稟賦,為下一個百年征程提出了構建以“清潔、低碳、安全、高效”為核心的新型能源體系。如何乘著電力市場化改革浪潮，統攬全局，規避急功近利和躊躇不前，以市場化方式實現煤電和新能源發電的優勢互補、融合發展，成為“保供電、穩增長、促轉型”的一個重要課題。
煤電在電力保供與系統調節中發揮中流砥柱的作用
一直以來，煤電都是我國電力工業運行的堅實基礎。雖然在電源結構多元化發展的背景下，煤電裝機占比逐年降低，但其在未來一段時間內仍將作為最安全可靠的電源，在頂峰保供、促進新能源消納、提供調頻備用等方面發揮的作用無可替代。
2022年，煤電以43.8%的裝機占比，生產了全國58.4%的電量，承擔了70%的頂峰任務。可以說，正是靠著煤電機組蓄勢待發、保駕護航，我們才打贏了一場又一場迎峰度夏、迎峰度冬的硬仗。以河南為例，2022年夏季大負荷期間，全省煤電機組出力率最高提升至92%，以煤電為主的常規電源承擔了80%以上的高峰出力，有效應對了極熱無風、晚峰無光，新能源機組出力極低的嚴峻形勢，穩住了電力保供的“基本盤”。
2022年，我國風光發電量占比為13.7%，這一數據在2025年將會達到16.5%。國內外研究顯示，新能源發電量和新能源消納成本并不是線型關系，當新能源發電量達到10%～15%時，新能源消納成本將快速上升，對傳統電源的調節需求也會大幅增加。這是由于煤電機組為促進新能源消納而快速爬坡和低負荷運行時，煤耗增加、能效下降，安全性也會受到一定影響；另外在新能源特別是分布式發電大規模并網的背景下，大量增加的基礎設施建設投資、電能質量治理投資、常規電源靈活性改造費用、配套儲能投資等都應被納入消納成本整體考量。因此，高效煤電機組的新建規模和存量機組的靈活性改造進度將深刻影響新能源發電的利用率。
轉動慣量可以幫助減少外界干擾對電力系統的影響，是系統安全穩定運行的基礎保障。煤電有著各種電源類型中最高的轉動慣量，我國的煤電機組歷經數十年的發展和改良，掌握了世界領先技術，且平均運行壽命短、設備狀態優良，在現階段儲能技術和市場機制并未取得明顯突破之前，儲能和需求響應的發展不足以支撐高比例的可再生能源接入，煤電仍將作為電網提供調節容量與調節速率的主要支撐。煤電機組相對容量的下降，勢必將為系統安全帶來更為嚴峻的考驗。
煤電當前面臨的經營難題
近年來，受國際形勢變化和電煤供給失衡影響，煤炭價格居高不下，電力企業為履行社會責任虧損保供。據測算，2021年，全國煤電企業因電煤價格上漲，采購成本額外增加6000億元，五大發電集團煤電板塊虧損1427億元，虧損面達到80%左右，導致整體資產負債率同比提高。2022年，在國家的宏觀調控下，煤價有所回落，但依舊高位運行，行業寒冬仍未過去。短期內，煤電企業要走出“谷底”依然不易。梳理煤電困境的原因，主要體現在以下四個方面：
一是發電成本疏導機制需要優化。盡管國家已多次要求推進煤炭增產保供，但目前我國煤炭供需始終保持緊平衡狀態，高煤價仍然是煤電企業“不堪承受之重”。首先，當前的電價機制和限價政策并未完全反映出電價隨煤價的波動關系，生產和消費的不平衡費用仍擠壓在了發電這一中間環節。其次，煤炭交易還普遍存在長協簽訂比例不達標、不按長協價格足量交付等控價難題，亟須有效措施平衡煤炭與煤電的利益分配。再次，脫胎于“兩個細則”的輔助服務市場主要還是在發電側“零和”博弈，雖然這種成本分攤方式已不適應市場發展，但按照“誰受益，誰承擔”的原則，將費用傳導給終端用戶依然難度很大。
二是電價機制未能完全體現電力的多維價值。隨著新能源的高速發展，火電逐步由過去的電力電量主體電源轉向電力支撐為主、電量供應為輔的頂峰電源轉型。煤電利用小時數逐年下降，特別是在一些清潔能源占比較高的地區，煤電趨近于極低利用小時。電力市場化改革以來，為適應新能源消納要求，對輔助服務政策進行了調整，加大了對靈活調節電源的補償。但總體來看，輔助服務補償水平仍然偏低，缺乏可持續發展的商業模式。2021年，我國輔助服務補償費用共307億元，約占全社會總電費的0.9%左右，遠低于成熟電力市場3%～5%的比例。“十三五”期間，煤電機組靈活性改造目標為2.2億千瓦，實際執行量僅達到6000萬千瓦左右，遠低于既定目標，主要原因就在于輔助服務市場不完善、經濟補償不到位。
三是部分限價政策阻礙了發電成本合理回收。一般來說，現貨市場價格上限的設置應綜合考量邊際用戶的用電效用和發電企業的平均發電成本，即將用戶的失負荷價值和發電企業在市場交易低價區間的虧損作為參考。在我國跨省跨區容量和輔助服務市場并未建立時，利用短時的尖峰電價彌補其余時間的虧損是正常的現象。提高尖峰電價從供給側看是激發煤電企業頂峰保供的有效手段，從用戶側看可以有效引導用能行為，平滑負荷曲線，縮小高峰用電缺口，避免能源的浪費甚至引發停電事故。
四是供熱機組參與現貨市場的方式制定有待明確統一。截至2021年底，全國熱電聯產機組裝機約5.83億千瓦，占煤電總裝機的比重已提升至52.5%。在北方這一比例更高。在供熱季供熱機組為保障民生供暖往往施行以熱定電，煤電機組的調節速率和功率運行區間受到嚴格限制，新能源發電出力空間受到擠壓。目前，各地對供熱機組參與現貨市場的探索方案，機組供熱要求下的發電量或是通過場外補貼或是置為市場出清的邊界條件，這兩種方法實際上都沒有擺脫供熱對電力市場的影響，若曲線在發用兩側無法匹配將帶來巨額的不平衡費用疏導難題，若作為邊界條件則將大幅削減參與市場的機組容量，形成實質上的雙軌制而非全電量優化市場。
煤電高質量發展的轉型方向
在“雙碳”目標引導下，煤電將在近中期有一個科學合理控制裝機容量和發電量的過程，大致分為增容控量、控容減量、降碳減量三個階段。煤電將實現由“量”向“質”高質量發展的階躍，技術重點不再是基荷電源時期的高參數、大容量、超臨界、低煤耗，取而代之的是中低容量、靈活可調、快速啟停將成為評價煤電機組性能水平的重要指標。鑒于我國煤電機組巨大的存量規模，轉型過快會危害系統安全，進度過慢又會造成資源的過盈浪費。結合新型能源體系“清潔、低碳、安全、高效”的核心內涵，煤電企業需要通過提升煤電機組的靈活調峰能力、增強能效水平、推廣低碳技術應用、加強與可再生能源的耦合發展等發展路徑，努力實現系統單元的碳中和，為煤電行業發展爭取更多生存空間。
一是實施多方向的技術改造。在電力市場中，靈活性將成為一種稀缺資源，它可從兩個角度進行理解。其一是增加機組運行靈活性，即要求機組具有更快的變負荷速率、更高的負荷調節精度及更好的一次調頻性能。改造重點集中在30萬千瓦、60萬千瓦亞臨界、超臨界煤電機組；其二是增加鍋爐燃料的靈活性，即通過科學配比，確保機組在摻燒不同品質燃料、不同負荷區間時，均能實現鍋爐的穩定燃燒和機組良好的調節性能。應研究制定煤電機組靈活性改造標準規范，做好改造機組運行維護和壽命管理，加強關鍵部件檢測檢驗，確保機組安全穩定運行。
二是加強多種能源類型的有效融合。推動靈活性改造后的煤電與新能源項目綁定為一個整體，統一送出、統一調度，提高送出通道利用率，提升新能源消納能力。煤電企業視情況開發廠內分布式光伏或周邊風電、光伏項目，形成多能互補，積極推動煤電機組從供電、供熱等單一能源服務向供汽、制冷、制氫、化工原料合成等多產品的綜合能源服務轉型，提高企業市場競爭力。
三是優化煤電結構，淘汰落后產能。通過增量配置，逐漸改變存量結構，形成調節能源的功能。對符合政府排放標準、能效標準，區位優勢明顯、盈利能力優秀的機組，應盡可能申請延壽運行并持續進行現代化改造；對符合安全、環保、能效要求和相關標準的合規煤電機組可以“退而不拆”，轉為應急備用電源。對一些超齡服役扭虧無望、無力投入改造的老小機組，實施“以大代小”“以新代舊”，全面推進小煤電關停整合。
四是積極研發應用節能低碳技術。煤電是碳排放的最主要來源，未來必將成為推進“雙碳”目標的主戰場。煤電機組要想有長期發展的空間，必須依賴于低碳技術的突破，加大對煤電節能減排重大關鍵技術和裝備研發的支持力度，加快對碳捕獲、利用與封存等前沿技術的集中攻關和全面普及，開辟“碳排放權交易”“二氧化碳回收利用”等第二市場實現增收，緩解煤電企業的經營壓力。 五是深入參與各類型電力市場建設。隨著改革進程的加速，在未來的電力市場中，新興細分市場不斷涌現，優勝劣汰漸成常態，對煤電企業來說是挑戰更是機遇。煤電企業唯有積極融入競爭環境，培育營銷隊伍和建設技術支持系統，通過靈活調整中長期持倉比例，制定切合自身的競價策略，合理調配參與輔助服務部分的電力，開拓大用戶直購電、跨省跨區競價交易、售電側零售等具有市場化特質的業務方向，方可徹底擺脫虧損困境，在市場中占得一席之地。
建立煤電友好型的電力市場機制
堅持市場化改革，加快電力電量平衡從以計劃為主向以市場化為主的轉變，是新型能源體系發展的主旋律，也是有效實現煤電紓困的路徑。從國外成熟電力市場的發展經驗來看，電力市場的優勝劣汰有著發現真實價格、合理配置資源的效用。通過必要的機制建設明確競爭范圍、劃分主體責任和經濟關系，是保障我國能源體系順利轉型的取勝之匙。
一是統籌電力與煤炭平衡。煤電矛盾說到底還是價格機制的矛盾。現行煤電聯動機制僅能在一定程度上緩解二者之間的利益沖突，煤電聯營在具體執行上也存在諸多困難。對煤炭價格的調控應站在保障能源安全的高度，首先，加快釋放煤炭先進產能，科學合理規劃建設現代化大型煤礦以增加燃料供應來源；其次，不斷擴大煤炭儲備能力，支持各地建設有輻射能力的煤炭儲備項目，增強政府對煤炭資源產能的調控能力，通過適時投放儲備平抑煤價波動；再次，倡導契約精神，嚴格審查長協煤合同履約執行情況，對投機和擾亂市場秩序的行為予以堅決打擊；最后，進一步探索并完善將煤炭價格與電力中長期交易基準價、現貨市場限價和輔助服務市場價格進行耦合聯動，通過機制設計來盡可能減少干預對市場帶來的影響。
二是豐富和完善輔助服務市場。輔助服務市場可以通過市場化手段調動煤電平衡電力供需關系的積極性和主動性，實現新能源的更大規模消納。我國電力市場還處于初級階段，尚需進一步豐富輔助服務交易品種，研究調頻市場與現貨市場的協同出清等。建立健全輔助服務費用分擔共享機制，逐步推動補償政策向市場機制過渡，完善靈活性資源交易品種，做好現貨市場與輔助服務政策銜接。引入多元主體擴大市場交易規模，進一步激發市場活力，為煤電機組通過提供輔助服務獲得收益創造良好的市場條件。
三是建立容量成本回收機制。目前，電力市場以電量價格為主的市場機制，使煤電為電力系統提供保安全、頂峰調頻等服務的回報無法落實。若只按提供的電量計收益，則運行小時低，煤電投資和更新不足，無法顧及到靈活性改造需要的新增投入和覆蓋低負荷運行時增加的經營成本。因此，除電能量市場外，關鍵是要建立容量成本回收機制。建議于初期實施容量補償機制，該機制能在一定程度上保障發電企業基本收益，提高發電企業參與市場的積極性，保證電力市場長期穩定運行，實現在市場化機制下推動可再生能源更好地消納和發展的目標，直至容量功能成為煤電機組的主要功能，有利于市場化改革的平穩過渡。
四是有序推動用戶側進入市場。目前電力現貨市場的參與者主要還是發電側，用戶側并未完全做到報量報價或是以現貨價格結算偏差。隨著用戶有序入市可以通過進一步完善負荷側需求管理、備用容量共享等手段來“削峰填谷”，并進一步通過分時電價、尖峰電價政策削減持續時間很短的尖峰用電需求，從而減少新增煤電電源裝機和配套電網建設需求，提高煤電機組的利用效率。
習近平總書記指出，“在相當一段時間內，煤作為主體能源是必要的，否則不足以支撐國家現代化。實現‘雙碳’目標，必須立足國情，堅持穩中求進、逐步實現，不能脫離實際、急于求成，搞運動式‘降碳’、踩‘急剎車’。”未來的煤電行業不會全行業走向沒落，機組性能好、燃料利用效率高的煤電企業仍將再創輝煌，成為未來我國能源系統不可缺少的一部分。
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