在“雙碳”目標及“構建以新能源為主體的新型電力系統”的大背景下，“十四五”風光發電、儲能將迎來新一輪爆發式增長，能源清潔替代步伐提速。那么，煤電作為電力行業高碳減碳的“重中之重”，其經營環境較“十三五”將出現什么變化？其發展空間還有多大、合理生存時間還有多久？存量煤電如何重組改造、優化升級？增量發展如何嚴格控制，以實現有效的峰值管理？煤電政策導向如何根據新的戰略定位進行相應調整？上述問題仍是“十四五”電力規劃繞不開的核心話題。作為業內人士，筆者將從統籌“清潔轉型、保障用能、行業發展”三大目標，以及構建“清潔低碳、安全高效的能源體系”的角度，結合煤電企業實際情況談談個人看法。

“十四五”煤電經營環境有什么新變化？

煤電長期愿景“不被看好”已成電力業內外人士的共識。“十四五”煤電的經營環境較之“十三五”，其政策導向轉向硬約束，市場環境復雜多變，經營業績不確定性增加，其未來生存時間、發展空間被加速縮短、擠壓，系統性風險明顯增加；同時，煤電未來時空預期變得清晰、明確，煤電新定位及政策配套也值得期待。

“雙碳”目標的國際承諾已成為我國能源發展的硬約束，并在接下來將著力“構建以新能源為主體的新型電力系統”。去年，習總書記在第75屆聯大提出“雙碳”目標，不久又在氣候雄心峰會上確立了2030年清潔轉型的具體目標。今年3月，全國兩會繼中央經濟工作會后，再次強調要“制定2030年前碳排放達峰行動方案。推動煤炭清潔高效利用”。在中央財經委員會第九次會議上，習總書記首次提出要“構建以新能源為主體的新型電力系統”。同時，聯合國秘書長古特雷斯呼吁各國取消所有計劃中的煤炭項目，認為逐步在電力行業中淘汰煤炭是實現溫控1.5攝氏度的最重要的一步。可見，踐行綠色發展，擁抱低碳革命成了時代潮流。作為碳排放、煤電第一大國的中國，其低碳轉型將成為世界關注的焦點；在能源電力領域中，首當其沖的是傳統煤電的生存發展時空受到嚴峻挑戰。

“十四五”是落實“雙碳”目標分階段任務、路徑的關鍵時期。近期，十九屆五中全會、中央經濟工作會、中央財經委第九次會、全國能源工作會、全國兩會等一系列會議對此進行了部署，國家發改委、生態環境部等部門的相關政策“紛至沓來”。根據中電聯預測，2025年我國電力碳排放達峰。照此類推，2025年煤電達峰，2030年后逐步退出，2050年大部分退出，2060年前碳中和時將全部退出。因此，“十四五”或許是煤電最后的一個發展期，其合理生存期已不到40年。

碳排放配額約束、成本增加，將是煤電“十四五”新挑戰。2021年，我國碳市場從試點到正式啟動，生態環境部首選電力行業，向2225家發電企業下達碳排放配額。碳價反映了燃燒化石燃料的環境成本，是推動節能減排、應對氣候變化的重要手段。從歐洲碳市場發展經驗看，市場建立初期，碳排放配額分配較為寬松，但隨著市場逐步成熟，配額分配趨緊，留出缺口，以倒逼企業實現減排。在平衡條件下，超超臨界、超臨界機組將獲得配額盈余，臨界、高壓、流化床機組將產生配額短缺。相應地，煤電企業必然要增加運營成本（碳成本、技術成本、管理成本）。隨著有償分配比例逐步提高，碳價逐年上升，履約成本將持續上升。因此，在作出電源投資、煤電改造、選擇發電方式決策時，企業應更多地關注碳排放成本、現行碳價及未來走勢。

清潔替代加速，給煤電帶來的挑戰猛增。近年來，在一系列政策保障下，新能源迅速發展、技術進步加快，風光發電成長性、經濟性、競爭力顯著增強，可以與煤電同臺競爭、實現平價上網，“十四五”新能源將發展更快、競爭更激烈、裝機和發電占比更高。而且，光伏被稱為“電力之王”，“一毛錢一度電”已不是空中樓閣；風電已呈規模化發展、基地化建設，陸上與海上開發并舉；儲能被認為是未來能源革命的“剛需”；氫能被稱為“21世紀終極能源”，電力清潔替代勢不可擋。我國“西電東送”“跨區消納清潔電量”的力度增加，東部沿海煤機利用小時承壓。能源清潔轉型將從“增量綠色發展”逐步向“存量減煤減碳與增量綠色發展并舉”轉變，“高效化、清潔化與減量化”將是煤電的戰略方向。在“十三五期間”，我國非化石能源裝機9.8億千瓦、年均增長13.1%，占總裝機容量44.8%，較2015年提高9.8個百分點；煤電裝機容量10.8億千瓦，年均增速3.7%，占總裝機的比重從2015年的59.0%降至2020年的49.1%，首次降至50%以下。因此，煤電逐年被清潔能源“稀釋、擠壓、替代”，其投資、裝機、電量占比不斷下滑的趨勢在“十四五”期間將更加明顯。

煤電率先告別含金量高的“計劃電量”，開啟“全電量競價時代”。2019年國家發改委發文明確，已市場化交易形成上網電價的燃煤發電量，繼續執行現行市場規則；具備市場交易條件的，上網電價由市場化方式在“基準價+上下浮動”范圍內形成，2020年“暫不上浮”；煤電價格聯動機制不再執行。這就意味著煤電將第一個告別“計劃電量、政府定價”模式，實現近年來由“雙軌運行——縮減計劃電量、擴大市場電量”到“全電量市場競價”的根本性轉變，并且這一轉變將貫徹整個“十四五”，預計市場交易價格仍會整體低于“基準價”。今年兩會政府工作報告提出“允許所有制造業企業參與電力市場化交易，進一步清理用電不合理加價，繼續推動降低一般工商業電價”進一步印證了這一判斷。

煤電將面臨煤炭市場、電力市場、輔助服務市場、資本市場、碳市場的交織影響，形勢復雜多變。其中對業績影響最大的是兩個市場。一是煤炭市場。今年初，受經濟復蘇、極端天氣、新能源出力不足等因素影響，湖南、江西等地出現電力時段性限供，也出現了煤價的新一輪上漲。隨著清潔轉型與節能減排的加速，煤炭需求增長放緩，煤炭先進產能釋放，再加上煤炭“基準價+浮動價”的定價機制，以及中長期合同為主、最高最低庫存制度的保障，“十四五”煤炭供需關系總體可控，市場煤價將沿襲“高位震蕩”的走勢，發電燃料成本“前高后低”，整體可能與“十三五”平均水平持平甚至略低，可望成為煤電企業減虧脫困的“基石”。二是電力市場。在“十四五”期間電力需求仍將持續增長，但增速預計為4.4-5.3%，比“十三五”5.7%有所放緩；電源投資總體會有所增長，但煤電投資會下降。電力清潔化發展將邁入加速期，高比例新能源配置特征明顯。中電聯預測，2025年全社會用電量將達到9.5萬億千瓦時，“十四五”年均增長4.9%；電源裝機達到29.5億千瓦，非化石能源發電裝機比重達53%。電力市場供需總體平衡，但“寬裕度”下降，華北、華中和南方區域或轉向緊平衡，有利于遲緩煤電利用小時下降、收窄交易價格降幅，防止造成“量價齊跌”的局面。

煤電政策轉向“硬約束”的同時也作了微調，為煤電企業點亮“溫暖之光”。其一，2020年7月1日，在暫行規則三年有效期滿后，國家發展改革委、國家能源局印發修訂后的《電力中長期交易“基本規則”》首次提出“對于燃煤機組利用小時嚴重偏低的省份，可建立容量補償機制，容量電價和電量電價通過市場化方式形成”。目前，廣東、河北、山東、云南等省容量市場建設已提上日程。其二，構建高比例消納清潔能源電力系統需發揮煤電“靈活性價值”。“通過市場機制形成燃煤機組參與調峰、調頻、備用、黑啟動等輔助服務價格，以補償燃煤發電合理成本”。其三，將燃煤標桿電價改為“基準價+上下浮動”的市場化價格機制，從體制機制解決了產生煤電矛盾的基礎。其四，煤電市場價格只限定“2020年暫不上浮”。這預示著“十四五”有上浮不超過10%的可能，即使下浮也有“下限”控制，原則上不超過15%。其五，鼓勵煤電聯營、跨行業重組，整合西北區域煤電資產，有利于提高煤電市場力、降低風險、穩定收益。

總之，“十四五”煤電因其高碳特征所面對的一系列挑戰，并不會消失，反而會因“雙碳”目標的實施，更加強化、突顯、擴展；同時，煤電將受到“五大市場”的交織影響，情況復雜多變，不確定因素不小。因此，“優勝劣汰”將是煤電面臨的長期挑戰。但是，極端情況下煤電的安全兜底保障與長期新能源消納的需要仍然客觀存在，一些政策的、市場的因素也出現了新的變化，希望煤電扭虧脫困不是問題。

存量煤電如何重組改造、優化升級？

“十三五”煤電供給側改革初見成效，關停小火電3500萬千瓦，少投煤機9300萬千瓦，截至2020年煤電規模10.8億千瓦，實現了11億千瓦的控制目標，既阻滯了利用小時的急劇下滑，也促進了“三棄”現象的逐年好轉。但對比國外電源結構，以及實現“雙碳”目標、構建以新能源為主體的新型電力系統的需要，我國仍然存在煤電存量巨大、占比過高、設備閑置、環保督查嚴格、煤價上漲、電價下行、虧損面大、市場競爭力下降等問題。歐盟2019年出臺碳中和計劃，宣布2050年實現碳中和，目前已有15個國家宣布退煤計劃，明確在2030年前關閉煤電3540萬千瓦，相當于在運煤電的21%。其中：比利時、奧地利、瑞典已率先實現電力系統去煤。我國是富煤的發展中國家，“十四五”煤電究竟應該怎么辦？

筆者認為，要破解時下煤電前所未有的困惑尷尬局面，“十四五”電力行業要繼續遵循市場規律和電力運行規律，進一步深化煤電供給側改革，以退為進，從“存量、增量”兩方面入手，主動減少無效供給，以減少設備閑置，大力提高能效，努力實現電力市場供需的再平衡，促進煤電清潔高效利用與高質量發展。

“十四五”，首先要做好“煤電存量資產”這篇大文章。具體路徑是先淘汰關停、重組整合，再分類實施升級改造，實現“低能耗、低排放，高能效”，提高綜合能源供應、電力輔助服務、市場競爭“三種能力”。

借鑒“十三五”經驗， 對不合要求的30萬千瓦以下煤電機組，繼續落實國家有關淘汰落后產能政策，實行“強制關停”。同時，應對煤電企業作出全面評估，對一些超齡服役、扭虧無望、能耗環保安全不達標、又無力投入改造的老小機組，或未予核準、證照不全的違規機組，實行“主動關停”，避免“冰棍效應”。目前，發電集團在編制公司“十四五”發展規劃與碳達峰專項行動方案時，都有淘汰落后煤電機組、少上不上煤電項目、加強碳資產管理的安排，以便控碳減碳。

通過資產轉讓、煤電重組、區域整合等資本運營手段，減少同質化競爭，壓降煤電產能，促進整體減虧、降低負債，緩解經營困難。近年來，國家能源集團、山西晉能控股集團、山東能源集團等的重組成立以及西北五省煤電資源區域整合試點，將有效提升煤電的生存能力。

以老小機組、亞臨界機組為重點，分類實施超低排放改造、靈活性改造、節能降碳改造、多能聯供改造。“十三五”對煤機升級改造的要求是實現超低排放改造4.2億千瓦、節能改造3.4億千瓦、靈活性改造2.2億千瓦。到2019年底，完成超低排放改造8.9億千瓦，占全國煤機比重86%，電力行業煙塵、二氧化硫、氮氧化物等累計排放量較2015年減少約219萬噸。完成節能改造6.5億千瓦，平均供電煤耗307克/千瓦時，較2015年降低9克，累計節約標準煤1.17億噸，減排二氧化碳3.26億噸；完成靈活性改造約5775萬千瓦，其中約60%在東北，為《規劃》目標的25%。進入“十四五”，煤機的超低排放改造基本是拾遺補缺，重點是節能降碳改造、多能聯供改造，碳捕獲利用和封存技術（CCUS）的研發、示范和推廣，特別是靈活性改造。國家“十四五”規劃和2035遠景目標，也要求“推進煤電靈活性改造”。山西規定煤電靈活性改造容量應不低于本集團的新能源裝機容量。煤電靈活性改造技術成熟，經濟合理，參與調峰服務好于儲能、氣電、抽水蓄能，應加強規劃引導，完善輔助服務補償政策，償還“十三五”欠賬，彌補電網調節能力嚴重不足的短板。

煤電增量發展如何嚴格控制，以有效實施峰值管理？

在“雙碳”目標及“構建以新能源為主體的新型電力系統”的大背景下，“十四五”對煤電要不要發展、發展多少，業內外爭議很大。氣候專家、新能源企業普遍的觀點是“十四五”是個分水嶺，建議不上煤電，大力發展新能源，不設“天花板”。但也有業內人士認為不宜過早、過快大規模淘汰煤電，應該繼續上一些必要的煤電項目。事實上，國家“十四五”規劃和2035遠景目標已經對煤電“要不要發展”給出了原則意見，即“合理控制煤電建設規模和發展節奏，推進以電代煤”。

根據筆者觀察，在2020年煤電裝機10.8億千瓦的基礎上，各方建議到2025年的煤電發展目標差異較大。全球能源互聯網發展合作組織、華北電力大學、中電聯、電規總院、國網能研院的建議分別是11、11.5、12.3-12.5、12.5、12.5-13億千瓦，國家能源局預測13億千瓦。個人意見，“十四五”煤電新項目要嚴格審批，嚴控增量，重視峰值管理，力爭新增與淘汰大致相當，總規模略有增加，走“少新建、多改造、多延壽”的路子，并實現低碳環保、高質量發展。建議煤電2025年按12億千瓦、凈增加1.2億千瓦控制為宜，實現碳達峰，既兼顧電力需求，又減輕生存壓力。2030年煤電控制在11.5億千瓦內，2060年煤機基本退出，實現碳中和。要實現上述目標，必須從國家、企業兩個層面采取有力舉措：

國家層面作“十四五”電力規劃時，首先，應堅持系統原則，加強變革與創新，實現“清潔轉型、保障用能、行業發展”三大目標的有機統一。清潔轉型，即構建以新能源為主體的新型電力系統，打造以電為中心的終端能源消費格局，是當前能源電力領域的首要目標，是電力發展的主旋律、主基調，也是實現“雙碳”目標的基本途徑，必須保持戰略定力，毫不動搖；保障用能則是基礎性目標，也是保障民生福祉最根本的問題，是能源消費領域的“初心與宗旨”，必須建立“煤炭供應安全兜底”“電力供應穩定可靠”，即“多能互補、多元保障”的能源產供儲銷體系，否則會出能源安全大問題。國家能源局也沒有把清潔轉型作為唯一或全部目標，而是強調要著眼“保障能源安全和應對氣候變化”兩大目標。但這兩大目標要靠調動市場主體積極性、促進能源行業健康發展去實現。因為行業發展與清潔轉型、保障用能的關系是“漁與魚”“青山與薪柴”的關系，前者是后兩者實現的主體與保證。因此，必須還原電力商品屬性和電力企業市場屬性，使電力行業具有投融資功能與可持續發展能力。其次，合理規劃，防止出現煤電發展“兩個傾向”：一個是基于“雙碳”目標、構建新型電力系統，不上煤電，全部發展清潔可再生能源；另一個是基于煤電“十三五”末規劃、核準、在建的煤電規模，“十四五”仍然照單全上。據統計，我國核準、開工或作前期準備的煤電項目達2.5億千瓦。正確的方式是根據習總書記提出的到2030年清潔轉型的具體目標、《規劃綱要》的原則意見以及供用電形勢的預測作出綜合評估、合理確定“十四五”煤電的新增規模，底線是保障用能，兼顧電力碳達峰。第三，在電源側引導發電企業推進“多能互補”發展。突破先進技術、創新體制機制，優化整合電源側、電網側、負荷側資源，探索構建“源網荷儲”高度融合、適應高比例消納新能源的新型電力系統，積極實施存量“風光水火儲一體化”提升，嚴控增量“風光火（儲）一體化”，以解決各類電源互補互濟不足等問題，避免發生“三棄”現象。

企業層面作“十四五”公司發展規劃時，一是要落實新發展理念，實現高質量發展，提高市場競爭力。新發展理念，高質量發展，在發電行業應具體化為價值思維、清潔低碳、安全高效、科技創新、依托規劃、市場導向、用戶為王、優化布局、多能互補、產業協同、綜合服務等內容。二是突出“綠、下、外、新”四字，實現發電行業戰略轉型。發電集團應結合我國國情，抓住“十四五”新電改、新基建、能源轉型、體制變革、互聯網發展、一帶一路的新機遇，以“綠色、發配售、境外、新業態”為重點方向，加大電源結構綠色低碳轉型、綜合能源供應商轉型、國際化轉型的力度，積極穩妥進入電力新業態，打造產業鏈、供應鏈，實現戰略轉型與創新發展。三是清潔高效利用煤電，努力創新發展方式。一方面，發電行業多年來積累許多發展經驗，如建設炕口路口電廠、輸電端口電廠，發展煤電一體、港電一體項目，推進產融結合、路港配套，以上發展經驗今后仍要適當借鑒；另一方面，要貫徹落實開展“多能互補”“源網荷儲一體化”發展的指導意見，并采用世界上最先進煤電發電技術，新建煤機能達到接近50%的供電效率、低于250克/千瓦時供電煤耗，著力提高大容量、高參數、低污染清潔高效煤電比例，探索“煤電+儲能”“煤電+生物質（垃圾）”耦合發電，建設智慧電廠與虛擬電廠，發展智能高效熱力網、多能聯供的綜合能源系統。

如何根據新的戰略定位推出煤電新政？

近年來，煤電已由過去的“主體電源、基礎地位”，轉向近中期（2021-2030）“基荷電源與調節電源并重”，總體上這個期間煤電仍將發揮基礎性作用，但不排除在青海、甘肅、廣西、云貴川等清潔能源大省與北上廣深等一線城市，煤電將率先成為調節電源；到遠期（2031-2050）煤電將成為“調節電源”,為保障電力安全供應兜底，為全額消納清潔能源調峰。隨著“雙碳”目標的落實，我國將形成水、核、風、光、氣、氫能、儲能、生物質等并舉的“清潔大家族”，清潔能源機組將逐步成為電量供應主體（2025：42%；2030：52%；2050:75%；2060：超過80%）。同時，微電網、多能互補、分布式能源、綜合能源服務等將成為重要的新型供能方式。

可見，未來一個時期煤電將不可避免地被可再生能源替代。但與歐美有所不同，我國作為富煤的發展中國家，電力高碳結構、機組年輕的特征明顯，清潔轉型、實現“雙碳”目標相對于西方發達國家時間短、任務重，而且正在推進電力市場化改革。目前，我國煤機規模為10.8億千瓦，其中熱電聯產機組占比為50%，平均機齡只有13年，單機45%大于60萬千瓦，特別是裝機占比49%的煤機仍提供著61%的電量，裝機占比24%的新能源只提供了9.5%電量，意味著構建以新能源為主體的新型電力系統任重道遠。歲末年初，湖南、江西等地出現時段性缺電限電，凸現煤電保障用能的重要性；美國得州大停電也印證了多能互補、電網互聯、資源儲備的必要性。但是，由于清潔轉型、市場過剩、煤炭漲價、政策空檔、利用小時下降等多重因素沖擊，“十三五”煤電出現了整體性虧損、行業性困難，云南、青海等一些嚴重區域引發“關閉潮、破產潮”，已嚴重影響到煤電企業的生存。今年一季度煤電虧損面接近50%。此外，煤電及其上游煤炭行業提供了超過300萬個就業崗位。因此，如何既能制定、落實煤電退出計劃，盡快構建以新能源為主體的新型電力系統，實現“雙碳”目標，又能保障能源清潔轉型、電力市場化改革過渡期以及極端情形下電力安全供應，妥善處理受影響職工的就業安置、社會保障，是一個重大挑戰與考驗。

歐盟正著力實現從煤炭到可再生能源的“公平”轉型。如德國2018年成立有31個成員的煤炭委員會，決定2035年或最晚2038年關閉煤電，推出“五項措施”，包括逐步淘汰煤電、支持傳統采煤區轉型、盡可能減輕對波及者的影響（如電價補償減排企業和工商用戶；補償提前關閉的煤電機組；對被解雇的人員提前支付退休補償，并提供再就業培訓，補償家庭用電）、使電力系統更現代化，并對政策進行動態評估與調整等。在“十四五”期間，我國要統籌好發展與安全、政府與市場、保供與節能的關系，要讓落后老小煤電“退得出”、清潔高效煤電“留得住”，這迫切需要國家有關部門借鑒國外清潔轉型的一些經驗，根據煤電新的戰略定位，調整、完善舊的政策，出臺煤電新政，建立長效機制，持續發揮煤電安全兜底與消納新能源作用。這些政策舉措包括但不限于：

加快全國統一電力市場建設，減少政府干預電價，健全煤電“基準價+上下浮動”的電價形成機制和燃料成本疏導機制；探索建立兩部制電價和容量市場；推動環保電價通過市場交易電價外單獨結算執行到位。

鼓勵煤電進行靈活性改造，完善輔助服務市場與經濟補償辦法，以激勵參與調峰、調壓、備用、黑啟動的煤電機組；加大煤與生物質混燒發電的補貼政策；完善碳交易政策。

加大煤電關停企業電量補償與經濟補償政策，出臺煤電退出企業人員就業培訓、分流安置、社會保障辦法，繼續開展發電權交易。

鼓勵煤電聯營、跨行業重組，構建煤電產業鏈、供應鏈；繼續開展“控產量、保長協、穩煤價、抑消費、調進口”等一系列煤炭市場調控措施，保證煤炭穩定供應。

本文系《中國電力企業管理》獨家稿件，作者系中國電機工程學會能源專委會委員。如需轉載、使用或翻譯成其他語言，需經本刊同意并注明出處。