我國“雙碳”目标的(de)提出對(duì)全球氣候治理(lǐ)作出了(le)積極貢獻，也(yě)是中華民族永續發展的(de)内在要求。電力部門作爲碳排放和(hé)煤炭消耗最大(dà)部門，其碳排放率先達峰是全國碳達峰目标實現的(de)關鍵。

10月(yuè)24日，中共中央、國務院正式公布了(le)指導做(zuò)好碳達峰、碳中和(hé)這(zhè)項重大(dà)工作的(de)綱領性文件——《關于完整準确全面貫徹新發展理(lǐ)念做(zuò)好碳達峰碳中和(hé)工作的(de)意見》，對(duì)碳達峰、碳中和(hé)工作作出系統謀劃，明(míng)确了(le)總體要求、主要目标和(hé)重大(dà)舉措；26日，國務院随即發布了(le)《2030年前碳達峰行動方案》，這(zhè)标志著(zhe)我國碳達峰碳中和(hé)頂層設計“1+N”方案中的(de)“1”，即頂層設計和(hé)N中爲首的(de)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(de)前提下(xià)，大(dà)力實施可(kě)再生能源替代，加快(kuài)構建清潔低碳安全高(gāo)效的(de)能源體系”。關于煤電，方案進一步明(míng)确要求“嚴格控制新增煤電項目，新建機組煤耗标準達到國際先進水(shuǐ)平，有序淘汰煤電落後産能，加快(kuài)現役機組節能升級和(hé)靈活性改造，積極推進供熱(rè)改造，推動煤電向基礎保障性和(hé)系統調節性電源并重轉型”。

爲确保碳達峰目标如期實現，我國電力供給側加速清潔低碳轉型，非化(huà)石能源裝機及發電量占比逐年增高(gāo)。截至2020年底，我國非化(huà)石能源發電裝機容量9.8億千瓦，占比提升至44.8%；非化(huà)石能源發電量2.6萬億千瓦時(shí)，占比提升至34%。煤電在電力供給側主導地位持續弱化(huà)，但新增電力需求全部由非化(huà)石能源發電量滿足仍有差距，煤電發電量仍有一定的(de)增長(cháng)空間，煤電在一定時(shí)期仍是保障電力安全的(de)基石。随著(zhe)我國産業結構優化(huà)，電力需求增長(cháng)重心向“三産”及居民轉移，負荷呈現“雙峰化(huà)”，加之高(gāo)比例可(kě)再生能源并網不确定性對(duì)電力供應穩定的(de)沖擊，導緻我國電力系統靈活性資源緊缺。作爲當前的(de)主力電源和(hé)調節性能較好的(de)穩定可(kě)控電源，在一定時(shí)期内煤電的(de)靈活調節能力對(duì)電力系統靈活性提升的(de)潛在貢獻巨大(dà)。

（來(lái)源：微信公衆号“中國電力企業管理(lǐ)”ID：zgdlqygl 作者：袁家海 張健）

近期由于短時(shí)煤炭需求激增産生供需不平衡，而前一時(shí)期燃煤發電價格無法随電煤價格浮動而調整，燃煤電廠“發得(de)越多(duō)、虧得(de)越多(duō)”導緻其開機發電意願嚴重不足，在線有效發電容量不足導緻多(duō)地出現不同程度的(de)“限電、限産”潮。在安全保供和(hé)碳達峰雙重約束下(xià)，如何構建科學的(de)市場(chǎng)機制引導煤電平穩轉型成爲電力行業低碳轉型、落實碳達峰方案的(de)關鍵。

電價新政對(duì)于煤電減虧貢獻有限

疫後經濟複蘇，宏觀政策持續加碼，推動“新基建”快(kuài)速部署，釋放經濟增長(cháng)活力。2021年9月(yuè)，高(gāo)技術制造業PMI爲54%，高(gāo)技術制造業增加值同比增長(cháng)22.6%。我國疫情防控工作領先全球，出現對(duì)其他(tā)國家出口的(de)暫時(shí)替代，拉動出口高(gāo)速增長(cháng)。2021年1~8月(yuè)，我國進出口差額累計爲3624億美(měi)元，同比增長(cháng)25.4%。在此背景下(xià)，我國電力需求對(duì)比2020年同期強勢回彈，2021年1~9月(yuè)，全社會用(yòng)電量61651億千瓦時(shí)，同比增長(cháng)12.9%。面對(duì)如此強勁的(de)電力需求增長(cháng)，而非化(huà)石能源平均利用(yòng)小時(shí)數普遍下(xià)降，導緻燃煤發電利用(yòng)小時(shí)數增長(cháng)10%，僅1~9月(yuè)煤電發電量增長(cháng)約4400億千瓦時(shí)。“十三五”期間，我國推動煤炭供給側改革，産能受到嚴格把控，而産量增長(cháng)也(yě)受到了(le)安全、環保和(hé)土地等各項管理(lǐ)政策的(de)限制，短時(shí)煤炭需求激增産生供需不平衡，引發當前的(de)煤“超瘋”。數據顯示，2021年10月(yuè)22日動力煤均價在2500元/噸，較9月(yuè)增長(cháng)近一倍，較去年同期增長(cháng)近四倍。煤炭價格“瘋漲”，并且短期内電價不可(kě)能大(dà)幅上漲，電價和(hé)煤價出現嚴重倒挂的(de)現象，使得(de)燃煤企業虧損愈發嚴重。由缺煤引發的(de)缺電，沿海外貿大(dà)省受影(yǐng)響最大(dà)，河(hé)北(běi)、湖北(běi)等高(gāo)耗能大(dà)省其次；廣東、福建、江蘇等地未能有效完成“雙控”目标，能耗強度不降反升，被“紅燈”預警實施“限電、限産”隻是表象。

爲保障電力安全穩定供應，2021年10月(yuè)，國家發展改革委及時(shí)發布了(le)《關于進一步深化(huà)燃煤發電上網電價市場(chǎng)化(huà)改革的(de)通(tōng)知》，旨在緩解因煤電發電虧損嚴重導緻的(de)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(chǎng)，通(tōng)過市場(chǎng)交易在“基準價+上下(xià)浮動”範圍内形成上網電價；擴大(dà)市場(chǎng)交易電價上下(xià)浮動範圍；将燃煤發電市場(chǎng)交易價格浮動範圍由現行的(de)上浮不超過10%、下(xià)浮原則上不超過15%，擴大(dà)爲上下(xià)浮動原則上均不超過20%，高(gāo)耗能企業市場(chǎng)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(yòng)戶都進入市場(chǎng)。

發用(yòng)電計劃解除管制，發用(yòng)電價格市場(chǎng)形成，這(zhè)是2015年啓動新一輪電力體制改革以來(lái)，我國電力市場(chǎng)體制機制建設的(de)重大(dà)突破。一方面，占全部發電量62%的(de)燃煤發電全部進入市場(chǎng)，上網電價通(tōng)過市場(chǎng)競争形成；另一方面，取消工商業目錄銷售電價，工商業用(yòng)戶全部進入市場(chǎng)。

然而，在看到這(zhè)一政策的(de)長(cháng)期深遠(yuǎn)意義的(de)同時(shí)，必須清楚地認識到當前形勢下(xià)煤電上網電價新政對(duì)于燃煤發電減虧的(de)影(yǐng)響有限。首先，以煤價和(hé)往年相比三到四倍的(de)上漲幅度，煤電燃料單位成本的(de)上漲幅度就高(gāo)達0.3~0.4元，也(yě)就是煤電上網電價應翻倍才能将燃料成本完全疏導出去；對(duì)于非高(gāo)耗能工商業企業上調基準價上浮不超過20%，全國平均的(de)煤電上網電價漲幅普遍盡在6~8分(fēn)/千瓦時(shí)，這(zhè)一漲幅對(duì)于煤電當前100%虧損的(de)局面減虧貢獻十分(fēn)有限。當前國家有關部門正在規範煤炭市場(chǎng)價格，開展煤炭生産和(hé)流通(tōng)環節成本調查，嚴厲打擊流通(tōng)環節、金融炒作等哄擡煤炭價格的(de)行爲，必要時(shí)将運用(yòng)《價格法》賦予的(de)工具直接規範煤炭價格。因此，煤炭價格是否能快(kuài)速回調到合理(lǐ)水(shuǐ)平，是20%浮動空間是否具有操作性和(hé)可(kě)持續性的(de)關鍵。當然，從另一個(gè)角度觀察，這(zhè)20%的(de)漲幅限制，也(yě)是與宏觀經濟和(hé)物(wù)價水(shuǐ)平調控适當平衡後的(de)選擇。其次，盡管高(gāo)耗能用(yòng)戶交易電價不受上浮20%的(de)限制，但各地實際執行還(hái)要觀察落地效果。筆者個(gè)人(rén)的(de)判斷是，地方政府在落實高(gāo)耗能行業市場(chǎng)交易電價政策時(shí)必然要錨定産業政策和(hé)經濟增長(cháng)目标。因此高(gāo)耗能用(yòng)戶交易電價漲幅不受限制的(de)政策是否能到位、什(shén)麽時(shí)間能執行到位，尚需進一步觀察。筆者總的(de)判斷是，燃煤電價新政對(duì)于減少當前煤電成本倒挂、嚴重虧損的(de)局面有積極作用(yòng)，有助于提升煤電企業開機發電保供的(de)積極性；但無法在根本上将煤電從虧損的(de)沼澤中解救出來(lái)。

碳達峰目标下(xià)電力清潔低碳轉型

要求煤電及時(shí)調整定位

從目前減排手段和(hé)效果來(lái)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标實現的(de)關鍵。電力清潔低碳轉型需秉承“先立後破”的(de)整體思路，大(dà)力發展可(kě)再生能源，在新增可(kě)再生能源足以支撐新增電力需求後，煤電有序退出爲新能源讓渡更多(duō)發電空間。

随著(zhe)産業結構不斷優化(huà)，疊加電能替代推動用(yòng)電需求穩步增長(cháng)，預計2025年、2030年、2035年我國全社會用(yòng)電量增至9.4~9.6萬億千瓦時(shí)、11~11.3萬億千瓦時(shí)、12.2~12.8萬億千瓦時(shí)。碳達峰目标約束下(xià)，電力清潔低碳轉型需重視充分(fēn)挖掘可(kě)再生能源配套儲能及需求響應空間起到的(de)關鍵作用(yòng)和(hé)大(dà)型可(kě)控型電源發展程度起到的(de)支撐作用(yòng)。爲滿足高(gāo)速增長(cháng)的(de)電力需求，需要将風電、太陽能作爲減碳主力，“十四五”“十五五”“十六五”期間風電和(hé)太陽能年均新增總規模分(fēn)别達到1.2億千瓦、1.4億千瓦、1.6億千瓦；2025年、2030年、2035年風電和(hé)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(huà)石新增發電量滿足，期間煤電規模及發電量有小幅新增，爲非化(huà)石能源逐步替代争取時(shí)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(shí)，保證煤電合理(lǐ)利用(yòng)率的(de)同時(shí)，可(kě)将電力行業碳排放峰值控制在52億噸以内。“十五五”期間實現非化(huà)石能源新增發電量對(duì)煤電發電存量的(de)逐步替代，電力行業進入峰值平台期。

在碳達峰目标和(hé)電力安全約束下(xià)，煤電轉型需要統籌“發展和(hé)減排”“整體和(hé)局部”“短期與長(cháng)期”等多(duō)重關系。煤電作爲傳統電力系統中的(de)主力電源，需要主動适配在新型電力系統中的(de)新角色。新型電力系統中，煤電将由傳統的(de)提供電力、電量的(de)主體電源，逐步轉變爲提供可(kě)靠容量和(hé)靈活性服務的(de)調節型電源，同時(shí)肩負供熱(rè)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(màn)弱化(huà)，煤電以穩定基荷爲前提，從電量型電源轉變爲電力型電源，逐步實現新能源對(duì)煤電發電增量的(de)替代。煤電發展的(de)重心要轉向挖掘現有機組的(de)靈活調節能力，在嚴控規模擴張的(de)同時(shí)加速推進運行靈活性改造，服務于新能源發展和(hé)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(hé)節能改造潛力，并促進CC（U）S、BECCS改造試點的(de)推廣，推進其及早實現商業化(huà)進而規模化(huà)部署，達到加速減排的(de)目的(de)。随著(zhe)技術層面減排空間的(de)逐漸減小，市場(chǎng)機制引導煤電以合理(lǐ)序位調度發電來(lái)降低能耗成爲重點。最後，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(huà)的(de)過程中，集中供熱(rè)的(de)潛在需求仍然較大(dà)，“十四五”“十五五”期間節能高(gāo)效的(de)燃煤熱(rè)電聯産機組是集中供熱(rè)技術的(de)主要發展方向，推動北(běi)方地區(qū)煤電機組熱(rè)電解耦改造成爲重點。

構建與煤電新定位相适應的(de)

科學電力市場(chǎng)機制

加快(kuài)電力清潔低碳轉型腳步，可(kě)再生能源發電實現降本提效，“十四五”期間風電、光(guāng)伏有望迎來(lái)系統平價時(shí)代。事實上，當前的(de)煤價水(shuǐ)平和(hé)煤電上網電價政策下(xià)，煤電已成爲僅低于氣電的(de)最昂貴的(de)電源，調整後的(de)上網電價已普遍高(gāo)于風光(guāng)水(shuǐ)等可(kě)再生能源上網電價，也(yě)普遍高(gāo)于核電上網電價。加上放開工商業用(yòng)戶選擇權和(hé)綠(lǜ)電交易機制的(de)推出，未來(lái)煤價即使在政府幹預下(xià)回歸合理(lǐ)區(qū)間，面對(duì)清潔可(kě)再生能源電力，煤電也(yě)将在電量市場(chǎng)競價中失去優勢。随著(zhe)可(kě)再生能源占比的(de)進一步提高(gāo)，煤電利用(yòng)小時(shí)還(hái)會進一步降低，煤電的(de)可(kě)靠容量機制對(duì)于保障煤電容量價值的(de)作用(yòng)進一步凸顯。

煤電角色轉變應當穩步有節奏地進行，在新能源發展成爲電量供應主體的(de)過程中，仍需要煤電在供應緊張時(shí)承擔兜底保供的(de)角色。當前的(de)高(gāo)煤價下(xià)清潔可(kě)再生電力成爲既清潔又便宜的(de)電力，而煤電成爲高(gāo)價電源，會加速推進電力轉型。但在電力轉型進程中，煤電的(de)安全保障功能長(cháng)期存在，但純電量電價政策不足以保障系統安全所需的(de)有效可(kě)靠容量；現貨市場(chǎng)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(chǎng)化(huà)的(de)輔助服務機制。我國電力市場(chǎng)采用(yòng)電量市場(chǎng)與輔助服務市場(chǎng)相結合的(de)市場(chǎng)架構，其中電量市場(chǎng)包括基于差價合約的(de)中長(cháng)期市場(chǎng)和(hé)全電量競價的(de)現貨市場(chǎng)。現貨市場(chǎng)主要開展日前、日内、實時(shí)電能量交易和(hé)備用(yòng)、調頻(pín)等輔助服務交易。作爲市場(chǎng)化(huà)電力電量平衡機制的(de)核心，現貨市場(chǎng)可(kě)以通(tōng)過發用(yòng)兩側的(de)充分(fēn)競争傳遞價格信号，發電企業根據成本和(hé)市場(chǎng)自行制定發電計劃，有利于釋放市場(chǎng)靈活調節能力，促進煤電資源的(de)靈活性運行。在風、光(guāng)、儲等新能源迅速發展、大(dà)電網結構日趨複雜(zá)的(de)背景下(xià)，煤電的(de)靈活性價值需要通(tōng)過更加市場(chǎng)化(huà)的(de)輔助服務機制來(lái)體現，通(tōng)過市場(chǎng)機制建立更加規範、高(gāo)效的(de)輔助服務交易平台，可(kě)以加快(kuài)轉變煤電職能、推進煤電的(de)靈活性改造，厘清煤電作爲靈活性資源的(de)實際作用(yòng)。

首先，現貨市場(chǎng)敏銳的(de)分(fēn)時(shí)價格信号有利于提升煤電運行靈活性和(hé)保供能力。以山西現貨市場(chǎng)今年4~6月(yuè)整季度連續試運行情況爲例進行分(fēn)析。日間負荷峰值和(hé)風電低出力時(shí)，現貨市場(chǎng)價格達到價格上限1500元/兆瓦時(shí)，在此價格水(shuǐ)平下(xià)煤電的(de)燃料成本完成可(kě)覆蓋，煤電滿發保供；而夜間負荷低谷且風電大(dà)發時(shí)，現貨市場(chǎng)價格低至150元/兆瓦時(shí)，此價格連煤電的(de)燃料成本也(yě)無法覆蓋，所以在日前市場(chǎng)部分(fēn)煤電機組選擇報高(gāo)價停機或将出力降至最低，通(tōng)過向現貨市場(chǎng)買電來(lái)滿足其在中長(cháng)期市場(chǎng)獲得(de)的(de)發電頭寸，可(kě)進一步改善其經濟回報。敏銳的(de)分(fēn)時(shí)價格信号自發引導了(le)煤電機組的(de)靈活運行，完成了(le)從計劃體制下(xià)“要我減”到市場(chǎng)體系下(xià)“我要減”的(de)激勵模式轉變，因此有了(le)現貨市場(chǎng)後不再需要深度調峰輔助服務機制。輔助服務機制也(yě)需要向更加市場(chǎng)化(huà)的(de)方向進化(huà)。第一，定位爲保障電力系統安全穩定的(de)公共服務，輔助服務的(de)受益對(duì)象爲全體用(yòng)戶，其成本應在用(yòng)戶間合理(lǐ)分(fēn)攤。本次改革後工商業用(yòng)戶全部進入市場(chǎng)，其交易價格除了(le)電量的(de)交易價格外還(hái)有輔助服務費用(yòng)，這(zhè)是還(hái)原輔助服務系統公益屬性的(de)重要一步。第二，要建立基于市場(chǎng)競争的(de)輔助服務定價機制，運行備用(yòng)這(zhè)樣的(de)輔助服務産品應與現貨能量市場(chǎng)聯合出清，有效激勵輔助服務的(de)供給。第三，要考慮保障可(kě)再生能源消納的(de)需要，創新設計激勵快(kuài)速爬坡的(de)靈活性輔助服務産品。

然而，随著(zhe)電力系統接入更多(duō)的(de)可(kě)再生能源，電力系統因可(kě)控可(kě)靠容量不足所導緻的(de)短時(shí)電力供應中斷的(de)風險将進一步加劇。盡管随著(zhe)可(kě)再生能源發電占比的(de)提高(gāo)，煤電的(de)利用(yòng)小時(shí)會進一步降低，但其可(kě)靠容量對(duì)電力系統安全穩定的(de)價值将進一步提升。因此，有必要設計相應的(de)容量機制來(lái)激勵以煤電爲主的(de)可(kě)靠電源提供充足的(de)系統充裕度。而從經濟性角度，僅有電量和(hé)輔助服務市場(chǎng)不足以保障煤電正常存續運行。一是可(kě)再生能源在現貨市場(chǎng)的(de)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(chǎng)實際來(lái)看，我國現貨市場(chǎng)的(de)價格上限被人(rén)爲限定在了(le)較低的(de)水(shuǐ)平，僅在1200~1500元/兆瓦時(shí)，其根源在于對(duì)現貨市場(chǎng)高(gāo)價格的(de)低政治容忍度。而電力市場(chǎng)經濟學的(de)基本結論是，現貨市場(chǎng)價格上限應設定爲損失負荷價值（VOLL），過低的(de)價格上限會人(rén)爲抑制現貨市場(chǎng)價格，從而抑制尖峰保障資源的(de)投資與進入。因此，更加系統性的(de)解決方案是與電力規劃周期相一緻，提前采購(gòu)保障電力系統充裕度所需的(de)電力資源（包括需求側資源和(hé)儲能），以投标競價的(de)方式提供容量支付，讓各類資源按照(zhào)其對(duì)最大(dà)負荷的(de)貢獻因子獲得(de)容量回報。

需要指出的(de)是，靈活性資源配置需要平衡近期與中遠(yuǎn)期需求，爲其他(tā)靈活性資源進入市場(chǎng)建好機制、打開空間。煤電作爲現階段的(de)靈活性資源主力，可(kě)以從電源側提供充足的(de)調節資源，維持系統的(de)實時(shí)平衡。從中長(cháng)期來(lái)看，随著(zhe)新能源發電技術進步、輔助服務市場(chǎng)機制成熟，以及系統靈活性成本的(de)下(xià)降，以煤電爲主的(de)靈活性資源可(kě)以爲其他(tā)靈活性資源進入市場(chǎng)讓步、打開空間，需求側響應、抽水(shuǐ)蓄能、儲能、電動汽車、光(guāng)熱(rè)、氫能等靈活性資源将逐步成爲主力。因此，市場(chǎng)設計應始終遵循技術中性原則，無論是輔助服務市場(chǎng)還(hái)是容量機制，都應以各類資源的(de)靈活性貢獻或有效容量價值爲基礎來(lái)設計。（來(lái)源 中國能源網）