“十四五”以來，我國電力裝機結構發生了質的變化，2022年，可再生能源發電裝機容量首次超過煤電裝機，電源整體占總裝機比重逐步降低。面對電力需求的剛性增長，供應側托底保障能力下降，2020年底，湖南、江西、內蒙古等地啟動有序用電，2021年全國電力供需總體偏緊，近20個省級電網采取了有序用電措施，2022年四川、重慶等省市陸續實施有序用電。近期，云南省再度實施有序用電，要求當地電解鋁企業壓減用電負荷。“云南省電解鋁企業需要壓減40%的負荷，這是云南省繼2022年9月兩輪限電之后的第三輪大規模限電。”某券商研報指出。

　　刀耕火種，烏金照夜，化石能源是人類賴以生存的物質基礎和能量來源。氣候變化疊加能源危機，在沒有可靠替代品的前提下，以煤電為主的基礎保障性電源隱居二線折射出能源新舊交替的陣痛。保供擔責、減污降碳是共識，但煤電連年虧損、多面承壓是現實，當下，電力供需的緊張周期卷土重來，多輪限電之后，煤電的進與退被人們重新審視。

　　限電反思：煤電不可或缺

　　進入新世紀以來，我國電力裝機保持高速增長，據中電聯統計，截至2022年底，全國全口徑發電裝機容量25.6億千瓦，蟬聯世界第一電力裝機大國多年。

　　但2020年底，湖南省發改委一則《關于啟動2020年全省迎峰度冬有序用電的緊急通知》卻如“平地驚雷”般地將缺電的事實帶入公眾視野——我國電力裝機增長了6倍有余且產能過剩，緣何“拉閘限電”再度來襲?

　　2021年，“限電”的寒氣持續蔓延。這一年，需求側工業生產恢復、冬季寒潮、夏季持續高溫天氣等因素帶動負荷快速增長;供給側能耗雙控、煤炭價格上漲、來水偏枯等多重因素制約電力供應能力。供需之間此消彼長，全國大范圍開啟有序用電。

　　“前兩年限電的共性原因在于部分地區沒有把握好減碳節奏。間歇性、波動性新能源裝機大增，但是提供保障托底能力的煤電迎來‘關停潮’，盲目唱衰煤電甚至‘妖魔化’煤電的聲音盛行。‘要先立后破，而不能未立先破’。”業內人士盛某告訴記者。

　　近年來，煤電發展受限，新增裝機不斷下滑，低碳轉型的加快，使煤電發展一度陷入“休止”，一些減碳退煤的觀點稱“應在短期內迅速淘汰優先退役1.12億千瓦煤電機組”。“十四五”初期，關于“十四五”時期煤電是“再建”還是“再見”的爭論漸漸有了答案。

　　從經濟性、技術成熟度、產能等多方面因素綜合來看，短期內，新型儲能尚不具備大規模替代煤電、承擔保障系統安全穩定運行的重任，煤電依然是我國電力系統的“頂梁柱”。“未來2~3年，我國電力需求仍將維持剛性增長，核電、水電等電源建設周期較長，投產時序已基本明確。受地緣政治影響，氣源、氣價等因素對我國氣電發展的約束性進一步加大，氣電發展存在不確定性。隨機性、間歇性的特征決定了風電、光伏無法穩定出力。”業內專家告訴記者。

　　上述專家進一步表示，新能源能量密度低決定了其短期內無法提供與煤電相當的保障容量。“截至2022年6月底，全國新能源發電裝機容量達到6.9億千瓦，但可靠保障容量僅3000萬千瓦，不足全國煤電可靠保障容量的3%。未來一段時期內煤電仍是保障我國電力可靠供應的壓艙石。”

　　糾偏迫在眉睫。2021年12月，中央經濟工作會議指出，傳統能源逐步退出要建立在新能源安全可靠的替代基礎上。要立足以煤為主的基本國情，抓好煤炭清潔高效利用，增加新能源消納能力，推動煤炭和新能源優化組合。

　　然而，隨著用電負荷快速增長，同時受部分地區煤電建設投產滯后、部分水電大省汛期來水偏枯等因素影響，2022年四川、重慶等地區電力供需再度陷入緊缺，折射出我國電力行業更深層次的供需矛盾——“結構性過剩”與“結構性不足”共存，電力行業供給已跟不上需求變化。

　　路條開閘：煤電疾徐爭辯

　　為了“決不出現拉閘限電”，新建煤機路條獲批力度加大。2022年3月，國家能源局印發《2022年能源工作指導意見》(國能發規劃〔2022〕31號)，指出：2022年新增頂峰發電能力8000萬千瓦以上。2022年4月，政府再度指出，“未雨綢繆加快建設新的發電項目。”

　　但“煤電開閘”有喜有憂，再度放開煤電增長，也引發了眾多爭議。有研究機構指出，2022年前11個月，中國新核準的煤電裝機容量已超過6500萬千瓦，達到2021全年的核準量2136萬千瓦的三倍之多。一時間，煤電“大開閘”、煤電基建潮等聲音再來，討論的焦點集中在三方面：一是新上煤機是否和降碳初衷相悖;二是當前煤電企業連年虧損“食不果腹”，新上煤機如何保持投資收益，會否淪為沉沒資產;三是煤機新增多少符合實際需求。

　　業內專家指出：“從發電量來看，預計未來2~3年我國每年新增用電量4000~5000億千瓦時，若每年新增新能源裝機1億千瓦，新增發電量約2100億千瓦時，仍有1900~2900億千瓦時的電量需要由煤電、水電、核電、氣電等基礎保障性電源來補充。”

　　另有業內專家反對上述專家采用新增電量判斷新增煤電機組的觀點，提出應當按照最大負荷的增速考慮煤機增速。在電力系統中，煤電機組與最大負荷保持一定比例才能保證電力供應可靠性，充裕的煤機容量即為可靠性。

　　不論以何為依據來預測和判斷，依仗煤機保證電力可靠性是目前的主要手段。然而，煤機一方面不得不“為愛發電”，另一方面，傳統煤企又受到國資國企投資收益的考核約束，受中長期前景走低，疊加煤價上漲、調節成本升高、政策機制不到位等多種因素影響，煤電企業發電積極性不足。

　　近年來，飆漲的煤價、環保的約束導致發電企業連續多年“入不敷出”，面臨“生存難、改造難、發展難、保供難”局面，陷入“發一度電、虧一分錢”的窘境。業內人士向記者透露：“2021年迎峰度夏期間，全國缺煤停機和臨時檢修容量最大超過9000萬千瓦，占煤電總裝機的8.5%。”

　　以大規模新能源作為基礎保障性電源將顯著提升全社會用電成本，而煤電投資意愿不足已反映出投資者的市場預期。中國能源研究會理事陳宗法告訴記者：“2021年，我國新增煤機2937萬千瓦，同比減少1093萬千瓦;2022年新增煤機只有1467萬千瓦，同比下降了1472萬千瓦。五大發電集團投產情況也類似。”

　　爭議背后，繞不開一個核心問題——煤電的價格機制。在煤價高位運行、煤電企業持續虧損、能源保供壓力大、安全隱患增加、改造任務艱巨、未來發展堪憂等重重考驗下，存量煤電裝機尚且艱難為生，新增裝機如何保障收益?

　　以四川、云南等水電大省為例，其水電裝機比重超過75%，煤電裝機比重不足15%。汛期來水偏枯時，水電頂不上出力，煤電裝機不足，導致電力供應趨緊。而汛期來水充裕時，水電發電能力較強，煤電需要保持最小出力甚至停機來騰出空間，這也造成了水電大省煤電利用小時數常年維持在2000~3000小時，當地煤電企業建設積極性不足，電源結構單一化的格局多年未得到改變。

　　盛某坦言：“前三年限電，煤電利用小時數不增反降，恰好印證了煤電的功能和定位已從‘支撐性調節性’向‘基礎性調節性’轉變。當前輔助服務價格機制尚未理順，容量收益屬于缺位狀態，導致煤電基本上只能獲取電能量收益。這樣的回報機制恰恰鼓勵了煤電為了逐利而多發電并產生更多碳排放的行為。因此，構建新型能源體系需要建立新的經濟回報機制。”

　　立足未來：重構供需格局

　　在新型電力系統中，“新型”二字是題眼。推動任何新事物的發展，首先要進行觀念創新。聚焦到新型電力系統下的供需平衡，其含義發生根本變化：當我們在談供需時，已不是供需雙方電量的匹配，而是有效容量和用電高峰負荷的匹配問題。

　　行業的新陳代謝仍在繼續，由于常年入不敷出，煤電成為投資人眼中的“無源之水”。但也有眾多積極信號陸續釋放，給低迷的煤電行業注入新的活力，也給能源安全和供需形勢增添了信心。

　　盛某指出：“當前風光大基地的配套電源可獲得50元/千瓦的容量費用，雖然杯水車薪，但其代表了價格部門的改革態度與觀念轉變——只有鼓勵煤電不發電也能掙錢，才能鼓勵其愿意多投、愿意少發、愿意服務。”

　　保證煤電“口糧”也是電力供需形勢穩中向好的充分必要條件。業內人士建議，在受端地區建立煤炭保障基地，如在中東部和南方等受電地區，選擇煤炭消費集中區、靠近煤炭運輸鐵路和港口等地區，適當布局一批煤炭儲配保障基地，從而更好地解決本地煤電因電煤供應不足、電煤質量差造成的非計劃停機、出力不足等問題，提升電力應急保障能力。

　　要化解電力供需的結構性矛盾，改革煤電價格機制是題中之義。“堅持市場化方向，深化燃煤機組上網電價形成機制改革。研究制定煤電兩部制電價機制，充分客觀反映煤電的電力支撐價值和調節能力價值。完善輔助服務分擔機制，積極推動煤電機組‘三改聯動’，引導煤電角色轉變。加快出臺政策扶持和金融支持政策，提升煤電企業融資能力，保障煤電企業穩定經營。”上述專家建議。

　　輔助服務市場主體日漸完整、品種逐漸豐富、與電能量市場緊密耦合，為提升電力可靠性奠定了基礎。為適應新型電力系統主體多元、源網荷儲良性互動的特征，提升電力系統可靠性和電能質量，未來需要逐步將現貨電能量市場與輔助服務市場進行聯合出清，提高市場運行效率，優化市場出清結果，調峰市場將被現貨交易替代。“同時，隨著高比例可再生能源接入，電力現貨市場價格水平被進一步拉低，常規燃煤和燃氣發電機組的發電利用空間在一定程度上縮小、收益減少，長期看難以保證發電容量的充裕性。為保障電力安全供應、實現發電容量成本回收，要適時推動各類型機組參加的容量市場機制，以市場競爭的方式形成容量價格。”業內專家說。

　　面對當下的電力供需失衡之困，解決問題的核心之策是處理好政府和市場的關系，讓巿場在資源配置中起決定性作用，靠政策驅動電力供需平衡不是長久之計。“原有規劃體制的制度性基礎已經被動搖，‘計劃生、市場養’將難以協調新供需形勢。面對新能源裝機快速增長、負荷仍然維持較高速度增長，疊加傳統電源由于運營環境變化投資意愿不強的形勢，我國電力系統的可靠性在‘十四五’乃至更長一段時期內將面臨嚴峻挑戰。”上述專家說，“增強保供能力，首要的是改變按照電量空間規劃煤電的傳統規劃方式，將煤電等有效容量占比高的機組與高峰負荷增漲掛鉤。究其根本，需全面系統推進電力市場化改革，讓有為政府和有效市場為供需匹配保駕護航。”

　　本文刊載于《中國電力企業管理》2023年02期，作者:趙紫原