深化煤電高質量轉型，厚植綠色發展底蘊

從新型電力系統安全保供的現實需求角度出發，未來煤電行業發展要“重電力、控電量”。

“十四五”以來我國能源電力轉型展現出強大的韌性，在全球能源格局深刻調整的形勢下，發揮了保供穩價的巨大作用。踐行“雙碳”目標要求穩步推進能源電力的結構性調整和市場化改革，2022年煤炭消費比重降至56%、非化石能源發電量比重達36%、市場化交易電量比重超過60%，2023年上半年實現“可再生能源發電裝機超過煤電”這一歷史性壯舉，彰顯了我國推進能源電力綠色低碳轉型的決心和信心。在能源轉型過程中，煤電展現了強大的支撐力和驅動力，2021年秋季，我國大范圍用電緊張時煤電企業承壓保供，煤電電量原則上全部進入電力市場；“三改聯動”加快推進，截至2023年8月已累計完成5.2億千瓦，強化了我國能源電力安全保障能力和新型電力系統的建設活力。

構建新型電力系統要求煤電向基礎保障性和系統調節性電源并重轉型，即加快煤電清潔高效化發展和靈活調節能力提升，這是近中期煤電高質量發展的大方向。面對極端天氣沖擊電力安全、高比例新能源高效消納，以及煤電企業可持續經營和碳達峰時間節點臨近等挑戰，2024年煤電需進一步深化高質量發展，通過優化產能布局、推進“三改聯動”、調整市場競爭策略、拓寬產業價值鏈等方式，挖掘煤電的保供、調節和減排潛力，助力我國穩步實現新能源安全可靠替代。

新能源占比上升，煤電再迎新挑戰

當前，我國的電力安全保供形勢面臨系統結構轉型和極端天氣事件頻發的內外因雙重壓力。

首先，新能源發電裝機占比提高和“三產”及居民用電比重增加改變了電力供需特性，在數值曲線上直觀體現為凈負荷的“鴨形曲線”和用電負荷的尖峰化與雙峰化，使得電力供需平衡的難度加大。同時，新能源和用電負荷對極端天氣（高溫、極寒、暴雨、干旱等）的敏感性較高，新能源“靠天吃飯”、發電可靠性低，冬夏季終端用戶的溫控負荷推高全年最大用電負荷，并且極端天氣的不確定性影響會在電力系統源、荷兩側疊加表現出強耦合作用的特點，將進一步加劇電力系統的缺電風險，例如2022年夏季四川遭遇了極端高溫干旱天氣而出現嚴重缺電。在厄爾尼諾現象影響下，2023年我國多個地區提前迎來高溫天氣，多個省份的用電負荷突破1億千瓦，若厄爾尼諾在2024年繼續出現，將極大地增加迎峰度夏的保供難度。

其次，如果僅靠煤電深度調峰難以支撐新能源高比例發展。2023年全國風電光伏總裝機容量突破10億千瓦，風電光伏發電量占全社會用電量比重超過15%，新能源利用率高于97%。新能源已從過去的補充性電源發展成為替代性電源，在提供大量綠色清潔電能的同時，也意味著更大的消納壓力。

我國靈活性發電容量比重約為17%，低于美國的49%、西班牙的34%，但棄電率低于歐美國家普遍的3%～11%區間。全額保障性消納機制發揮了重要作用，但歸根結底主要是依靠煤電深度調峰甚至頻繁啟停調節實現的，這意味著更高的消納代價。隨著新能源進入高比例滲透時代和市場化消納階段，繼續采取行政性的深度調峰措施、有限的調節服務收益將使得煤電企業的經營更加困難，反而限制了煤電對安全運行支撐作用的發揮。此外，新能源大基地還受到直流輸電技術約束和送受端電力市場銜接機制的限制，分布式電源受配電網接入承載力弱和分布式交易機制不完善的影響，面臨并網困難的局面。

最后，煤電容量電價機制是完善我國電力產品價值體系的重要嘗試，為煤電企業穩定收益預期的同時，也對其運行技術提出了更高要求。近年來，煤電利用小時數下降、煤炭價格水平偏高等因素導致煤電發電成本上漲，煤電上網電價上浮20%、輔助服務定價偏低的市場環境并沒有完全緩解企業經營困難。我國自2024年1月1日起對合規在運的公用煤電機組實施“容量+電量”的兩部制電價機制。煤電容量電價可謂是一劑“強心針”，不僅可以改善企業的收益結構，幫助企業收回部分固定成本，還有助于體現煤電對電力系統發電充裕性的支撐調節價值、穩定煤電的發展預期、激發煤電機組轉型改造的積極性，引導煤電更加高效地發揮基礎電源功能。

固定成本30%～50%的補償標準為煤電機組提供容量服務收益，但同時也規定，機組無法按照調度指令提供申報最大出力的，月內發生兩次扣減當月容量電費的10%、發生三次扣減50%、發生四次及以上扣減100%，一年內月容量電費全部扣減累計發生三次的會被取消容量電費資格。這要求煤電企業申報最大出力時要根據機組的運行情況量力而行，加快提升機組運行控制的精細化水平。此外，煤電容量電價機制并不能承諾煤電企業“過上好日子”，作為政策性的電價機制，可能導致煤電上網電價走低、減少現貨市場的發電收益，過度的調節也會加速煤電機組的設備損耗，增加運維成本和設備加速老化的長期資本性成本。

多維度共同推進煤電良性發展

煤電在未來相當長一段時間內仍是我國電力供應的重要支撐，在安全保供壓力下煤電裝機容量將繼續增長，但要把握好煤電的功能定位，提供基礎保供、靈活調節、應急備用和綜合能源生產等多元化電力服務功能才是煤電長遠高質量發展的可行方向。

從煤電自身發展來看，一是因地制宜，重點圍繞送端大型清潔能源綜合基地、東中部負荷中心、電網重要節點等區域統籌優化布局新建煤電，筑牢新型電力系統安全保供的基石；二是技術轉型，優化“三改聯動”的技術路徑，科學有序提升煤電機組在調峰調頻、爬坡速率、快速啟停、增容提效、容量支撐、延壽備用等方面的技術性能；三是發展“煤電+”模式，在靈活運行、熱電解耦、碳捕獲利用與封存、多應用場景、與其他靈活性資源多元配置等方面加快“煤電+”產業升級，提前布局新型電力系統所需的基礎電力多元服務和負碳電力產業鏈，賦予煤電更多的技術屬性和應用場景，豐富電力轉型進程中煤電的商業模式與收益機制。

從靈活性資源部署來看，適時調整新能源發展方式，按照“增規模、提性能、理機制”的策略，加速新型電力系統靈活性資源部署。

預計我國新能源裝機容量在2025年將達到13億千瓦，到2030年有望達到22億千瓦，新能源發展進入新階段，需要適時修訂《中華人民共和國可再生能源法》《中華人民共和國電力法》等法律法規對新能源的保障性消納、發展方式、發展定位、發展基金、稅收優惠等的規定，設定新能源的“經濟利用率”，合理安排資源部署節奏適配地區需求和電力系統安全裕度，將新能源并網規模調控在電力系統經濟消納能力范圍內。

同時，著力解決新能源大基地經濟高效外送消納、分布式電源安全穩定并網的技術難題，實現電力系統靈活調節資源在規模、性能、成本、運行策略等方面全面升級，滿足“尖峰頂得上、低谷壓得下、爬坡跟得上、成本降下來、功能多樣化”的更高要求。

一是增規模，存量資源中火電靈活性改造、省間電網靈活互動、需求側資源的規模化聚集響應，以及增量資源中抽水蓄能、新型儲能以及各類電能替代主體，是近中期靈活性資源容量規模的主要來源，其中2025年煤電靈活性改造累計容量可達5億千瓦以上。二是提性能，從時間尺度來區分各類靈活性資源的定位，加快推進短時、極短時調節資源部署（如儲能），穩步增加中時資源規模（如靈活煤電、需求響應），提早部署長時儲能（如氫能、跨區輸電），全方位應對短時新能源出力擾動、中時電量不足和長時電力電量短缺的風險。三是理機制，完善電力市場的競價規則、產品設計和價格信號，現貨市場調動發電機組調峰積極性、輔助服務市場激勵電能質量響應服務、容量機制保障電力系統容量充裕度，電力市場機制以經濟手段加快靈活性資源部署，提升電力市場對高比例新能源的適應性，促進新能源發展由保障性消納向市場化消納轉變、2030年全面參與電力市場。

從電力市場發展來看，當前我國多層次統一電力市場建設富有成效，現貨市場和輔助服務市場取得了長足的進步。山西電力現貨市場自2023年12月22日起轉入正式運行，成為我國首個正式運行的電力現貨市場。

煤電容量電價機制的引入，勢必會對當前電力市場競價產生影響，電力調度部門和政府監管部門要做好容量服務的申報和考核工作，確保容量補償的公平公正、及時有效和公開透明，避免現貨市場電價劇烈震蕩、平均電價水平被顯著壓低；建立容量電價評估機制，收集市場運行情況和問題反饋，提前向煤電企業發布申報指南、向用戶提供收費清單，適時調整和完善相關規則。煤電企業要獲得穩定的容量補償收益，需提升技術和管理水平，選擇適宜的靈活性改造技術路線和市場競爭策略，把握好煤電容量電價的紅利機遇。從新型電力系統的長遠發展來看，煤電容量電價機制的過渡性行政補償政策最終會轉向市場化的容量機制，需要做好與現貨市場和輔助服務市場的銜接，保障電力市場的平穩建設。

此外，與能耗“雙控”逐步轉向碳排放“雙控”的戰略調整相適應，也從極端氣候風險加劇下新型電力系統安全保供的現實需求角度出發，煤電行業發展要“重電力、控電量”。一是采取“節能優先、清潔替代”的高效電氣化戰略，將節能提效作為碳減排的首要措施，按照非化石能源發電供應能力的可行空間把控電能替代的節奏，強化非化石能源對用電增量的貢獻程度，盡快出臺煤電發電量達峰的頂層設計，制定煤電電量占比約束性指標，在電力系統安全調節裕度內，杜絕以電量需求作為擴大煤電規模的契機，推進煤電電量與容量脫鉤。二是在高效清潔發電、低出力穩燃技術、燃料處理與燃燒技術、碳捕集技術、新型設備材料等方向持續研發創新，繼續深挖煤電節能降耗減排潛力，推進煤電碳排放與電量脫鉤，有效應對煤電容量繼續增加與愈加嚴格的碳約束之間的矛盾。