我国“双碳”目标的提出对全球气候治理做出了积极贡献，也是中华民族永续发展的内在要求。电力部门作为碳排放和煤炭消耗最大部门，其碳排放率先达峰是全国“碳达峰”目标实现的关键。
10月24日，中共中央、国务院正式公布了指导做好碳达峰碳中和这项重大工作的纲领性文件——《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》，对碳达峰碳中和工作作出系统谋划，明确了总体要求、主要目标和重大举措；26日，国务院随即发布了《2030年前碳达峰行动方案》，这标志着我国碳达峰碳中和顶层设计1+N方案中的“1”顶层设计和N中为首的政策文件正式发布。方案要求，“要坚持安全降碳，在保障能源安全的前提下，大力实施可再生能源替代，加快构建清洁低碳安全高效的能源体系”。关于煤电，方案进一步明确要求“严格控制新增煤电项目，新建机组煤耗标准达到国际先进水平，有序淘汰煤电落后产能，加快现役机组节能升级和灵活性改造，积极推进供热改造，推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型”。
（来源：微信公众号“电联新媒”ID：gh_c550b6404510 作者：袁家海 张健）
为确保“碳达峰”目标如期实现，我国电力供给侧加速清洁低碳转型，非化石能源装机及发电量占比逐年增高。截至2020年底，我国非化石能源发电装机容量9.8亿千瓦，占比提升至44.8%；非化石能源发电量2.6万亿千瓦时，占比提升至34%。煤电在电力供给侧主导地位持续弱化，但新增电力需求全部由非化石能源发电量满足仍有差距，煤电发电量仍有一定的增长空间，煤电在一定时期仍是保障电力安全的基石。随着我国产业结构优化，电力需求增长重心向“三产”及居民转移，负荷呈现“双峰化”，加之高比例可再生能源并网不确定性对电力供应稳定的冲击，导致我国电力系统灵活性资源紧缺。作为当前的主力电源和调节性能较好的稳定可控电源，在一定时期内煤电的灵活调节能力对电力系统灵活性提升的潜在贡献巨大。
近期由于短时煤炭需求激增产生供需不平衡，而前一时期燃煤发电价格无法随电煤价格浮动而调整，燃煤电厂“发得越多、亏得越多”导致其开机发电意愿严重不足，在线有效发电容量不足导致多地出现不同程度的“限电、限产”潮。在安全保供和达峰双重约束下，如何构建科学的市场机制引导煤电平稳转型成为电力行业低碳转型、落实达峰方案的关键。
电价新政对于煤电减亏贡献有限
疫后经济复苏，宏观政策持续加码推动“新基建”快速部署，释放经济增长活力。2021年9月高技术制造业PMI为54%，高技术制造业增加值同比增长22.6%。我国疫情防控工作领先全球，出现对其他国家出口的暂时替代，拉动出口高速增长。2021年1-8月我国进出口差额累计为3624亿美元，同比增长25.4%。在此背景下，我国电力需求对比2020年同期强势回弹，2021年1-9月全社会用电量61651亿千瓦时，同比增长12.9%。面对如此强劲的电力需求增长，而非化石能源平均利用小时数普遍下降，导致燃煤发电利用小时数增长10%，仅1-9月煤电发电量增长约4400亿千瓦时。“十三五”期间，我国推动煤炭供给侧改革，产能受到严格把控，而产量增长也受到了安全、环保和土地等各项管理政策的限制，短时煤炭需求激增产生供需不平衡，引发当前的煤“超疯”。数据显示，2021年10月22日动力煤均价在2500元/吨，较9月增长近一倍，较去年同期增长近四倍。煤炭价格“疯涨”，并且短期内电价不可能大幅上涨，电价和煤价出现严重倒挂的现象，使得燃煤企业亏损愈发严重。由缺煤引发的缺电，沿海外贸大省受影响最大，河北、湖北等高耗能大省其次；广东、福建、江苏等地未能有效完成“双控”目标，能耗强度不降反升，被“红灯”预警实施“限电、限产”只是表象。
为保障电力安全稳定供应，2021年10月国家发展改革委及时发布了《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，旨在缓解因煤电发电亏损严重导致的限电局面。电价新政要求有序放开全部燃煤发电电量上网电价，燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价；扩大市场交易电价上下浮动范围；将燃煤发电市场交易价格浮动范围由现行的上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，扩大为上下浮动原则上均不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制；电力现货价格不受上述幅度限制；取消工商业目录销售电价，推动工商业用户都进入市场。
发用电计划解除管制，发用电价格市场形成，这是2015年启动新一轮电力体制改革以来，我国电力市场体制机制建设的重大突破。一方面，占全部发电量62%的燃煤发电全部进入市场，上网电价通过市场竞争形成；另一方面，取消工商业目录销售电价，工商业用户全部进入市场。
然而，在看到这一政策的长期深远意义的同时，必须清楚地认识到当前形势下煤电上网电价新政对于燃煤发电减亏的影响有限。
首先，以煤价和往年相比三到四倍的上涨幅度，煤电燃料单位成本的上涨幅度就高达0.3-0.4元，也就是煤电上网电价应翻倍才能将燃料成本完全疏导出去；对于非高耗能工商业企业上调基准价上浮不超过20%，全国平均的煤电上网电价涨幅普遍尽在6-8分/千瓦时，这一涨幅对于煤电当前100%亏损的局面减亏贡献十分有限。当前国家有关部门正在规范煤炭市场价格，开展煤炭生产和流通环节成本调查，严厉打击流通环节、金融炒作等哄抬煤炭价格的行为，必要时将运用《价格法》赋予的工具直接规范煤炭价格。因此，煤炭价格是否能快速回调到合理水平，是20%浮动空间是否具有操作性和可持续性的关键。当然，从另一个角度观察，这20%的涨幅限制，也是与宏观经济和物价水平调控适当平衡后的选择。
其次，尽管高耗能用户交易电价不受上浮20%的限制，但各地实际执行还要观察落地效果。笔者个人的判断是，地方政府在落实高耗能行业市场交易电价政策时必然要锚定产业政策和经济增长目标。因此高耗能用户交易电价涨幅不受限制的政策是否能到位、什么时间能执行到位，尚需进一步观察。笔者总的判断是，燃煤电价新政对于减少当前煤电成本倒挂、严重亏损的局面有积极作用，有助于提升煤电企业开机发电保供的积极性；但无法在根本上将煤电从亏损的沼泽中解救出来。
“碳达峰”目标下，电力清洁低碳转型要求煤电及时调整定位
从目前减排手段和效果来看，电力部门碳排放及早达峰并控制碳排放峰值是全国“碳达峰”目标实现的关键。电力清洁低碳转型需秉承“先立后破”的整体思路，大力发展可再生能源，在新增可再生能源足以支撑新增电力需求后，煤电有序退出为新能源让渡更多发电空间。
随着产业结构不断优化，叠加电能替代推动用电需求稳步增长，预计2025年、2030年、2035年我国全社会用电量增至9.4-9.6万亿千瓦时、11-11.3万亿千瓦时、12.2-12.8万亿千瓦时。“碳达峰”目标约束下，电力清洁低碳转型需重视充分挖掘可再生能源配套储能及需求响应空间起到的关键作用和大型可控型电源发展程度起到的支撑作用。为满足高速发展的电力需求，需要将风电、太阳能作为减碳主力，“十四五”“十五五”“十六五”期间风电和太阳能年均新增总规模分别达到1.2亿千瓦、1.4亿千瓦、1.6亿千瓦；2025年、2030年、2035年风电和太阳能总规模达到11.3亿千瓦、18.5亿千瓦、26.5亿千瓦，进而实现“十四五”末期新增电力需求由非化石新增发电量满足，期间煤电规模及发电量有小幅新增为非化石能源逐步替代争取时间。需要控制煤电规模在11.5-12亿千瓦，煤电发电量不超过5.3万亿千瓦时，保证煤电合理利用率的同时可将电力行业碳排放峰值控制在52亿吨以内。“十五五”期间实现非化石能源新增发电量对煤电发电存量的逐步替代，电力行业进入峰值平台期。
在“碳达峰”目标和电力安全约束下，煤电转型需要统筹“发展和减排”、“整体和局部”、“短期与长期”等多重关系。煤电作为传统电力系统中的主力电源，需要主动适配在新型电力系统中的新角色。新型电力系统中，煤电将由传统的提供电力、电量的主体电源，逐步转变为提供可靠容量和灵活性服务的调节型电源，同时肩负供热服务。首先，引导煤电在供给侧定位逐步由“基荷”电源向调节型电源转变。近中期煤电主导地位缓慢弱化，煤电以稳定基荷为前提，从电量型电源转变为电力型电源，逐步实现新能源对煤电发电增量的替代。煤电发展的重心要转向挖掘现有机组的灵活调节能力，在严控规模扩张的同时加速推进运行灵活性改造，服务于新能源发展和电力安全供应需求。其次，引导煤电向低碳电力转变，需要继续深度挖掘煤电存量机组燃料灵活性、超低排放和节能改造潜力，并促进CC（U）S、BECCS改造试点的推广，推进其及早实现商业化进而规模化部署，达到加速减排的目的。随着技术层面减排空间的逐渐减小，市场机制引导煤电以合理序位调度发电来降低能耗成为重点。最后，引导煤电从单一电力供应向综合能源服务转变。在推进2030年基本实现工业化的过程中，集中供热的潜在需求仍然较大，“十四五”、“十五五”期间节能高效的燃煤热电联产机组是集中供热技术的主要发展方向，推动北方地区煤电机组热电解耦改造成为重点。
构建与煤电新定位相适应的科学电力市场机制
加快电力清洁低碳转型脚步，可再生能源发电实现降本提效，“十四五”期间风电、光伏有望迎来系统平价时代。事实上，当前的煤价水平和煤电上网电价政策下，煤电已成为仅低于气电的最昂贵的电源，调整后的上网电价已普遍高于风光水等可再生能源上网电价，也普遍高于核电上网电价。加上放开工商业用户选择权和绿电交易机制的推出，未来煤价即使在政府干预下回归合理区间，面对清洁可再生能源电力，煤电也将在电量市场竞价中失去优势。随着可再生能源占比的进一步提高，煤电利用小时还会进一步降低，煤电的可靠容量机制对于保障煤电容量价值的作用进一步凸显。
煤电角色转变应当稳步有节奏地进行，在新能源发展成为电量供应主体的过程中，仍需要煤电在供应紧张时承担兜底保供的角色。当前的高煤价下清洁可再生电力成为既清洁又便宜的电力，而煤电成为高价电源，会加速推进电力转型。但在电力转型进程中，煤电的安全保障功能长期存在，但纯电量电价政策不足以保障系统安全所需的有效可靠容量；现货市场有利于促进煤电灵活性运行，但其灵活性价值需要更加市场化的辅助服务机制。我国电力市场采用电量市场与辅助服务市场相结合的市场架构，其中电量市场包括基于差价合约的中长期市场和全电量竞价的现货市场。现货市场主要开展日前、日内、实时电能量交易和备用、调频等辅助服务交易。作为市场化电力电量平衡机制的核心，现货市场可以通过发用两侧的充分竞争传递价格信号，发电企业根据成本和市场自行制定发电计划，有利于释放市场灵活调节能力，促进煤电资源的灵活性运行。在风、光、储等新能源迅速发展、大电网结构日趋复杂的背景下，煤电的灵活性价值需要通过更加市场化的辅助服务机制来体现，通过市场机制建立更加规范、高效的辅助服务交易平台，可以加快转变煤电职能、推进煤电的灵活性改造，厘清煤电作为灵活性资源的实际作用。
首先，现货市场尖锐的分时价格信号有利于提升煤电运行灵活性和保供能力。以山西现货市场今年4-6月份整季度连续试运行情况为例进行分析。日间负荷峰值和风电低出力时，现货市场价格达到价格上限1500元/兆瓦时，在此价格水平下煤电的燃料成本完成可覆盖，煤电满发保供；而夜间负荷低谷且风电大发时，现货市场价格低至150元/兆瓦时，此价格连煤电的燃料成本也无法覆盖，所以在日前市场部分煤电机组选择报高价停机或将出力降至最低，通过向现货市场买电来满足其在中长期市场获得的发电头寸，可进一步改善其经济回报。敏锐的分时价格信号自发引导了煤电机组的灵活运行，完成了从计划体制下“要我减”到市场体系下“我要减”的激励模式转变，因此有了现货市场后不再需要深度调峰辅助服务机制。辅助服务机制也需要向更加市场化的方向进化。
第一，定位为保障电力系统安全稳定的公共服务，辅助服务的收益对象为全体用户，其成本应在用户间合理分摊。本次改革后工商业用户全部进入市场，其交易价格除了电量的交易价格外还有辅助服务费用，这是还原辅助服务系统公益属性的重要一步。
第二，要建立基于市场竞争的辅助服务定价机制，运行备用这样的辅助服务产品应与现货能量市场联合出清，有效激励辅助服务的供给。
第三，要考虑保障可再生能源消纳的需要，创新设计激励快速爬坡的灵活性辅助服务产品。
然而，随着电力系统接入更多的可再生能源，电力系统因可控可靠容量不足所导致的短时电力供应中断的风险将进一步加剧。尽管随着可再生能源发电占比的提高，煤电的利用小时会进一步降低，但其可靠容量对电力系统安全稳定的价值将进一步提升。因此，有必要设计相应的容量机制来激励以煤电为主的可靠电源提供充足的系统充裕度。而从经济性角度，仅有电量和辅助服务市场不足以保障煤电正常存续运行。一是可再生能源在现货市场的价格抑制效应会进一步拉低平均出清价格。二是从试点现货市场实际来看，我国现货市场的价格上限被人为限定在了较低的水平，仅在1200-1500元/兆瓦时，其根源在于对现货市场高价格的低政治容忍度。而电力市场经济学的基本结论是，现货市场价格上限应设定为损失负荷价值（VOLL），过低的价格上限会人为抑制现货市场价格从而抑制尖峰保障资源的投资与进入。因此，更加系统性的解决方案是与电力规划周期相一致，提前采购保障电力系统充裕度所需的电力资源（包括需求侧资源和储能），以投标竞价的方式提供容量支付，让各类资源按照其对最大负荷的贡献因子获得容量回报。
需要指出的是，灵活性资源配置需要平衡近期与中远期需求，为其他灵活性资源进入市场建好机制、打开空间。煤电作为现阶段的灵活性资源主力，可以从电源侧提供充足的调节资源，维持系统的实时平衡。从中长期来看，随着新能源发电技术进步、辅助服务市场机制成熟，以及系统灵活性成本的下降，以煤电为主的灵活性资源可以为其他灵活性资源进入市场让步、打开空间，需求侧响应、抽水蓄能、储能、电动汽车、光热、氢能等灵活性资源将逐步成为主力。因此，市场设计应始终遵循技术中性原则，无论是辅助服务市场还是容量机制，都应以各类资源的灵活性贡献或有效容量价值为基础来设计。
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