我國“雙碳”目標的提出對全球氣候治理作出了積極貢獻，也是中華民族永續發展的內在要求。電力部門作為碳排放和煤炭消耗最大部門，其碳排放率先達峰是全國碳達峰目標實現的關鍵。

10月24日，中共中央、國務院正式公布了指導做好碳達峰、碳中和這項重大工作的綱領性文件——《關于完整準確全面貫徹新發展理念做好碳達峰碳中和工作的意見》，對碳達峰、碳中和工作作出系統謀劃，明確了總體要求、主要目標和重大舉措；26日，國務院隨即發布了《2030年前碳達峰行動方案》，這標志著我國碳達峰碳中和頂層設計“1+N”方案中的“1”，即頂層設計和N中為首的政策文件正式發布。方案要求，“要堅持安全降碳，在保障能源安全的前提下，大力實施可再生能源替代，加快構建清潔低碳安全高效的能源體系”。關于煤電，方案進一步明確要求“嚴格控制新增煤電項目，新建機組煤耗標準達到國際先進水平，有序淘汰煤電落后產能，加快現役機組節能升級和靈活性改造，積極推進供熱改造，推動煤電向基礎保障性和系統調節性電源并重轉型”。

為確保碳達峰目標如期實現，我國電力供給側加速清潔低碳轉型，非化石能源裝機及發電量占比逐年增高。截至2020年底，我國非化石能源發電裝機容量9.8億千瓦，占比提升至44.8%；非化石能源發電量2.6萬億千瓦時，占比提升至34%。煤電在電力供給側主導地位持續弱化，但新增電力需求全部由非化石能源發電量滿足仍有差距，煤電發電量仍有一定的增長空間，煤電在一定時期仍是保障電力安全的基石。隨著我國產業結構優化，電力需求增長重心向“三產”及居民轉移，負荷呈現“雙峰化”，加之高比例可再生能源并網不確定性對電力供應穩定的沖擊，導致我國電力系統靈活性資源緊缺。作為當前的主力電源和調節性能較好的穩定可控電源，在一定時期內煤電的靈活調節能力對電力系統靈活性提升的潛在貢獻巨大。

（來源：微信公眾號“中國電力企業管理”ID：zgdlqygl 作者：袁家海 張健）

近期由于短時煤炭需求激增產生供需不平衡，而前一時期燃煤發電價格無法隨電煤價格浮動而調整，燃煤電廠“發得越多、虧得越多”導致其開機發電意愿嚴重不足，在線有效發電容量不足導致多地出現不同程度的“限電、限產”潮。在安全保供和碳達峰雙重約束下，如何構建科學的市場機制引導煤電平穩轉型成為電力行業低碳轉型、落實碳達峰方案的關鍵。

電價新政對于煤電減虧貢獻有限

疫后經濟復蘇，宏觀政策持續加碼，推動“新基建”快速部署，釋放經濟增長活力。2021年9月，高技術制造業PMI為54%，高技術制造業增加值同比增長22.6%。我國疫情防控工作領先全球，出現對其他國家出口的暫時替代，拉動出口高速增長。2021年1~8月，我國進出口差額累計為3624億美元，同比增長25.4%。在此背景下，我國電力需求對比2020年同期強勢回彈，2021年1~9月，全社會用電量61651億千瓦時，同比增長12.9%。面對如此強勁的電力需求增長，而非化石能源平均利用小時數普遍下降，導致燃煤發電利用小時數增長10%，僅1~9月煤電發電量增長約4400億千瓦時。“十三五”期間，我國推動煤炭供給側改革，產能受到嚴格把控，而產量增長也受到了安全、環保和土地等各項管理政策的限制，短時煤炭需求激增產生供需不平衡，引發當前的煤“超瘋”。數據顯示，2021年10月22日動力煤均價在2500元/噸，較9月增長近一倍，較去年同期增長近四倍。煤炭價格“瘋漲”，并且短期內電價不可能大幅上漲，電價和煤價出現嚴重倒掛的現象，使得燃煤企業虧損愈發嚴重。由缺煤引發的缺電，沿海外貿大省受影響最大，河北、湖北等高耗能大省其次；廣東、福建、江蘇等地未能有效完成“雙控”目標，能耗強度不降反升，被“紅燈”預警實施“限電、限產”只是表象。

為保障電力安全穩定供應，2021年10月，國家發展改革委及時發布了《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》，旨在緩解因煤電發電虧損嚴重導致的限電局面。電價新政要求有序放開全部燃煤發電電量上網電價，燃煤發電電量原則上全部進入電力市場，通過市場交易在“基準價+上下浮動”范圍內形成上網電價；擴大市場交易電價上下浮動范圍；將燃煤發電市場交易價格浮動范圍由現行的上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%，擴大為上下浮動原則上均不超過20%，高耗能企業市場交易電價不受上浮20%限制；電力現貨價格不受上述幅度限制；取消工商業目錄銷售電價，推動工商業用戶都進入市場。

發用電計劃解除管制，發用電價格市場形成，這是2015年啟動新一輪電力體制改革以來，我國電力市場體制機制建設的重大突破。一方面，占全部發電量62%的燃煤發電全部進入市場，上網電價通過市場競爭形成；另一方面，取消工商業目錄銷售電價，工商業用戶全部進入市場。

然而，在看到這一政策的長期深遠意義的同時，必須清楚地認識到當前形勢下煤電上網電價新政對于燃煤發電減虧的影響有限。首先，以煤價和往年相比三到四倍的上漲幅度，煤電燃料單位成本的上漲幅度就高達0.3~0.4元，也就是煤電上網電價應翻倍才能將燃料成本完全疏導出去；對于非高耗能工商業企業上調基準價上浮不超過20%，全國平均的煤電上網電價漲幅普遍盡在6~8分/千瓦時，這一漲幅對于煤電當前100%虧損的局面減虧貢獻十分有限。當前國家有關部門正在規范煤炭市場價格，開展煤炭生產和流通環節成本調查，嚴厲打擊流通環節、金融炒作等哄抬煤炭價格的行為，必要時將運用《價格法》賦予的工具直接規范煤炭價格。因此，煤炭價格是否能快速回調到合理水平，是20%浮動空間是否具有操作性和可持續性的關鍵。當然，從另一個角度觀察，這20%的漲幅限制，也是與宏觀經濟和物價水平調控適當平衡后的選擇。其次，盡管高耗能用戶交易電價不受上浮20%的限制，但各地實際執行還要觀察落地效果。筆者個人的判斷是，地方政府在落實高耗能行業市場交易電價政策時必然要錨定產業政策和經濟增長目標。因此高耗能用戶交易電價漲幅不受限制的政策是否能到位、什么時間能執行到位，尚需進一步觀察。筆者總的判斷是，燃煤電價新政對于減少當前煤電成本倒掛、嚴重虧損的局面有積極作用，有助于提升煤電企業開機發電保供的積極性；但無法在根本上將煤電從虧損的沼澤中解救出來。

碳達峰目標下電力清潔低碳轉型

要求煤電及時調整定位

從目前減排手段和效果來看，電力部門碳排放及早達峰并控制碳排放峰值是全國碳達峰目標實現的關鍵。電力清潔低碳轉型需秉承“先立后破”的整體思路，大力發展可再生能源，在新增可再生能源足以支撐新增電力需求后，煤電有序退出為新能源讓渡更多發電空間。

隨著產業結構不斷優化，疊加電能替代推動用電需求穩步增長，預計2025年、2030年、2035年我國全社會用電量增至9.4~9.6萬億千瓦時、11~11.3萬億千瓦時、12.2~12.8萬億千瓦時。碳達峰目標約束下，電力清潔低碳轉型需重視充分挖掘可再生能源配套儲能及需求響應空間起到的關鍵作用和大型可控型電源發展程度起到的支撐作用。為滿足高速增長的電力需求，需要將風電、太陽能作為減碳主力，“十四五”“十五五”“十六五”期間風電和太陽能年均新增總規模分別達到1.2億千瓦、1.4億千瓦、1.6億千瓦；2025年、2030年、2035年風電和太陽能總規模達到11.3億千瓦、18.5億千瓦、26.5億千瓦，進而實現“十四五”末期新增電力需求由非化石新增發電量滿足，期間煤電規模及發電量有小幅新增，為非化石能源逐步替代爭取時間。需要控制煤電規模在11.5~12億千瓦，煤電發電量不超過5.3萬億千瓦時，保證煤電合理利用率的同時，可將電力行業碳排放峰值控制在52億噸以內。“十五五”期間實現非化石能源新增發電量對煤電發電存量的逐步替代，電力行業進入峰值平臺期。

在碳達峰目標和電力安全約束下，煤電轉型需要統籌“發展和減排”“整體和局部”“短期與長期”等多重關系。煤電作為傳統電力系統中的主力電源，需要主動適配在新型電力系統中的新角色。新型電力系統中，煤電將由傳統的提供電力、電量的主體電源，逐步轉變為提供可靠容量和靈活性服務的調節型電源，同時肩負供熱服務。首先，引導煤電在供給側定位逐步由“基荷”電源向調節型電源轉變。近中期煤電主導地位緩慢弱化，煤電以穩定基荷為前提，從電量型電源轉變為電力型電源，逐步實現新能源對煤電發電增量的替代。煤電發展的重心要轉向挖掘現有機組的靈活調節能力，在嚴控規模擴張的同時加速推進運行靈活性改造，服務于新能源發展和電力安全供應需求。其次，引導煤電向低碳電力轉變，需要繼續深度挖掘煤電存量機組燃料靈活性、超低排放和節能改造潛力，并促進CC（U）S、BECCS改造試點的推廣，推進其及早實現商業化進而規模化部署，達到加速減排的目的。隨著技術層面減排空間的逐漸減小，市場機制引導煤電以合理序位調度發電來降低能耗成為重點。最后，引導煤電從單一電力供應向綜合能源服務轉變。在推進2030年基本實現工業化的過程中，集中供熱的潛在需求仍然較大，“十四五”“十五五”期間節能高效的燃煤熱電聯產機組是集中供熱技術的主要發展方向，推動北方地區煤電機組熱電解耦改造成為重點。

構建與煤電新定位相適應的

科學電力市場機制

加快電力清潔低碳轉型腳步，可再生能源發電實現降本提效，“十四五”期間風電、光伏有望迎來系統平價時代。事實上，當前的煤價水平和煤電上網電價政策下，煤電已成為僅低于氣電的最昂貴的電源，調整后的上網電價已普遍高于風光水等可再生能源上網電價，也普遍高于核電上網電價。加上放開工商業用戶選擇權和綠電交易機制的推出，未來煤價即使在政府干預下回歸合理區間，面對清潔可再生能源電力，煤電也將在電量市場競價中失去優勢。隨著可再生能源占比的進一步提高，煤電利用小時還會進一步降低，煤電的可靠容量機制對于保障煤電容量價值的作用進一步凸顯。

煤電角色轉變應當穩步有節奏地進行，在新能源發展成為電量供應主體的過程中，仍需要煤電在供應緊張時承擔兜底保供的角色。當前的高煤價下清潔可再生電力成為既清潔又便宜的電力，而煤電成為高價電源，會加速推進電力轉型。但在電力轉型進程中，煤電的安全保障功能長期存在，但純電量電價政策不足以保障系統安全所需的有效可靠容量；現貨市場有利于促進煤電靈活性運行，但其靈活性價值需要更加市場化的輔助服務機制。我國電力市場采用電量市場與輔助服務市場相結合的市場架構，其中電量市場包括基于差價合約的中長期市場和全電量競價的現貨市場。現貨市場主要開展日前、日內、實時電能量交易和備用、調頻等輔助服務交易。作為市場化電力電量平衡機制的核心，現貨市場可以通過發用兩側的充分競爭傳遞價格信號，發電企業根據成本和市場自行制定發電計劃，有利于釋放市場靈活調節能力，促進煤電資源的靈活性運行。在風、光、儲等新能源迅速發展、大電網結構日趨復雜的背景下，煤電的靈活性價值需要通過更加市場化的輔助服務機制來體現，通過市場機制建立更加規范、高效的輔助服務交易平臺，可以加快轉變煤電職能、推進煤電的靈活性改造，厘清煤電作為靈活性資源的實際作用。

首先，現貨市場敏銳的分時價格信號有利于提升煤電運行靈活性和保供能力。以山西現貨市場今年4~6月整季度連續試運行情況為例進行分析。日間負荷峰值和風電低出力時，現貨市場價格達到價格上限1500元/兆瓦時，在此價格水平下煤電的燃料成本完成可覆蓋，煤電滿發保供；而夜間負荷低谷且風電大發時，現貨市場價格低至150元/兆瓦時，此價格連煤電的燃料成本也無法覆蓋，所以在日前市場部分煤電機組選擇報高價停機或將出力降至最低，通過向現貨市場買電來滿足其在中長期市場獲得的發電頭寸，可進一步改善其經濟回報。敏銳的分時價格信號自發引導了煤電機組的靈活運行，完成了從計劃體制下“要我減”到市場體系下“我要減”的激勵模式轉變，因此有了現貨市場后不再需要深度調峰輔助服務機制。輔助服務機制也需要向更加市場化的方向進化。第一，定位為保障電力系統安全穩定的公共服務，輔助服務的受益對象為全體用戶，其成本應在用戶間合理分攤。本次改革后工商業用戶全部進入市場，其交易價格除了電量的交易價格外還有輔助服務費用，這是還原輔助服務系統公益屬性的重要一步。第二，要建立基于市場競爭的輔助服務定價機制，運行備用這樣的輔助服務產品應與現貨能量市場聯合出清，有效激勵輔助服務的供給。第三，要考慮保障可再生能源消納的需要，創新設計激勵快速爬坡的靈活性輔助服務產品。

然而，隨著電力系統接入更多的可再生能源，電力系統因可控可靠容量不足所導致的短時電力供應中斷的風險將進一步加劇。盡管隨著可再生能源發電占比的提高，煤電的利用小時會進一步降低，但其可靠容量對電力系統安全穩定的價值將進一步提升。因此，有必要設計相應的容量機制來激勵以煤電為主的可靠電源提供充足的系統充裕度。而從經濟性角度，僅有電量和輔助服務市場不足以保障煤電正常存續運行。一是可再生能源在現貨市場的價格抑制效應會進一步拉低平均出清價格。二是從試點現貨市場實際來看，我國現貨市場的價格上限被人為限定在了較低的水平，僅在1200~1500元/兆瓦時，其根源在于對現貨市場高價格的低政治容忍度。而電力市場經濟學的基本結論是，現貨市場價格上限應設定為損失負荷價值（VOLL），過低的價格上限會人為抑制現貨市場價格，從而抑制尖峰保障資源的投資與進入。因此，更加系統性的解決方案是與電力規劃周期相一致，提前采購保障電力系統充裕度所需的電力資源（包括需求側資源和儲能），以投標競價的方式提供容量支付，讓各類資源按照其對最大負荷的貢獻因子獲得容量回報。

需要指出的是，靈活性資源配置需要平衡近期與中遠期需求，為其他靈活性資源進入市場建好機制、打開空間。煤電作為現階段的靈活性資源主力，可以從電源側提供充足的調節資源，維持系統的實時平衡。從中長期來看，隨著新能源發電技術進步、輔助服務市場機制成熟，以及系統靈活性成本的下降，以煤電為主的靈活性資源可以為其他靈活性資源進入市場讓步、打開空間，需求側響應、抽水蓄能、儲能、電動汽車、光熱、氫能等靈活性資源將逐步成為主力。因此，市場設計應始終遵循技術中性原則，無論是輔助服務市場還是容量機制，都應以各類資源的靈活性貢獻或有效容量價值為基礎來設計。