加快推动能源低碳转型、积极应对气候变化已成为全球共识。英国、法国、丹麦、荷兰、奥地利等国家已宣布在2025年前完成“退煤”工作。作为世界第四大经济体，德国也正式加入“退煤”国家行列。
德国煤电发电量大约占全国发电量的40%，煤电碳排放量占电力部门的80%。为了实现2016年气候保护计划中规定的目标，即到2030年能源行业的二氧化碳排放量将比2014年减少60%~62%，德国势必要逐步淘汰煤电，面临着比英国、丹麦等更大的“退煤”压力。
经过长达两年的社会各界广泛讨论，今年7月，德国终于通过了《逐步淘汰煤电法案》和《矿区结构调整法案》，规定最迟在2038年前逐步淘汰煤电，并就煤电退出时间表、电力供应安全、就业安置、关联产业转型、社会保障等问题给出了详细的规划。
中国的电力发展与德国有很多相似之处，例如以煤电为主的电力供应现状、电力供应体系多元化的挑战，以及巨大的低碳减排压力等。长远来看，我国煤电也会被逐渐淘汰，但巨大的煤电体量、经济发展阶段和社会环境决定了我国“退煤”的长期性和艰巨性。
“十四五”煤电产能有过剩风险
作为我国的主体电源，煤电因最符合“经济、可靠”的传统能源观而赢得普适性的发展;但随着生态文明观的落地、新能源成本降低、电力市场竞争关系转变，煤电不再是受人追捧的角色。“十四五”期间，中国煤电将面临更为复杂的内外部环境，长期来看要做好进行如德国“退煤”般巨大变革的准备。
我国煤电近期高质量发展的主题是深化煤电供给侧结构性改革——“控规模、转定位、优存量、调布局”。
严控煤电规模是实现我国煤电高质量发展的关键。中国煤电行业依然处于规模扩张阶段，装机容量峰值尚未到来。今年2月国家能源局发布的2023年煤电规划建设风险预警结果中，国内29个省份中仅3个省的煤电装机预警为红色。
与此同时，为应对新冠肺炎疫情冲击、提振经济，许多地方已经宣布了一批新建煤电项目。据中电联统计，2020年1~7月份，全国基建新增煤电装机1905万千瓦;截至2020年7月底，全国煤电装机容量达到10.6亿千瓦，同比增长3.6%。
据不完全统计，我国目前各开发阶段(在建、缓建、停建、封存、核准、核准前开发和宣布)煤电项目的容量共计4.13亿千瓦。若不施加任何政策调控，这些机组在“十四五”期间陆续建成，2025年我国煤电装机规模最高将可达14.2亿千瓦(假设5300万千瓦服役期满机组正常退役)。
这意味着“十四五”期间可能再次出现极为严重的煤电产能过剩风险，加重整个电力行业的负担。国家能源局印发的《2020年能源工作指导意见》(以下简称《指导意见》)明确指出，要从严控制、按需推动煤电项目建设。因此，“十四五”期间，严控煤电规模依然是我国深化煤电供给侧结构性改革、加速煤电转型的关键举措。
亟待转变煤电功能定位
转变煤电功能定位是促进我国煤电高质量发展的重要抓手。煤电是支撑中国庞大电力体系的基石。2020年4月发布的《中华人民共和国能源法(征求意见稿)》宣布了促进能源高质量和低碳发展的法律制度和政策框架。为稳步推进中国电力行业低碳转型，在大规模、低成本储能技术商业化应用解决新能源电力可信容量不足的问题前，煤电要从电量型电源向电力电量型电源转变，充分发挥自身基础电源的优势，以提高电力安全保障的能力，还要提供灵活性服务以消纳新能源。
灵活性将成为“十四五”及中长期煤电发展的关键词，尤其是在电力市场竞争环境下，不具备发电成本优势的煤电机组需要提供灵活性辅助服务来获得更多的收益。
优化煤电存量机组是实现我国煤电清洁高效发展的重要举措。节能减排改造、“上大压小”、淘汰落后机组是我国建立清洁高效煤电体系的关键政策。
2019年底，我国共有8.9亿千瓦煤电机组实现了超低排放，占全部煤电机组的85%，建成全球最大的清洁高效煤电体系;2016~2019年，我国淘汰落后机组3564万千瓦、2020年计划淘汰733万千瓦，超额完成“十三五”淘汰2000万千瓦的目标，使得我国30万千瓦以下煤电小机组占全部机组的比重从2016年的29%降至2019年的20%。
优化煤电存量机组使得我国煤电平均供电煤耗降至306克标准煤/千瓦时，处于全球领先水平，提前完成2020年310克标准煤/千瓦时的规划目标。《指导意见》提出，2020年我国要统筹推进现役煤电机组超低排放和节能改造，西部地区具备条件的机组年底前完成超低排放改造;在确保电力、热力供应的基础上，继续淘汰关停不达标的落后煤电机组。我国清洁高效煤电体系建设还需持续推进。
调整煤电区域布局
生态环保标准成为电力发展硬约束，而调整煤电区域布局是顺应我国生态环保要求的必然选择。
当前，生态红线最紧迫的东部省市相继出台了严格的煤电政策。例如，海南、广东等省市已明确不再新建任何煤电;京津冀、长三角、珠三角等大气污染治理重点地区禁止配套建设自备燃煤电站;郑州、洛阳主城区开展煤电清零工作;山西争当全国能源革命排头兵。
深化煤电供给侧结构性改革，要顺应区域发展诉求和电力资源特征，将煤电增量重点放在西部;中部省市要加强对本地电力供应结构的优化，明确电源、负荷、储能等不同电力资源的系统功能定位;只有在出现基荷电力不足趋势的情况下，才可适度新建煤电。
确定煤电峰值观念
煤电中期高质量发展要树立峰值意识。2019年，我国电力行业碳排放量增至42.28亿吨，占全国碳排放总量的43%。煤电对我国顺利实现2030年碳排放达峰目标至关重要。但实际上，我国煤电的技术碳减排潜力已非常有限。
2019年，较为高效的30万千瓦及以上机组占全部煤电装机的80%左右，使得度电碳排放量降至838克/千瓦时，这已是非常低的水平;若将30万千瓦以下小机组完全淘汰，等量置换成大容量机组，有望将平均供电煤耗压至300克标准煤/千瓦时以下，度电碳排放降至820克/千瓦时。
上述数据表明，煤电部门的技术碳减排潜力已基本见底。为避免电力高碳路径锁定、贻误减排机会，“十四五”有必要确定煤电峰值观念，及早确定煤电碳排放达峰路径，推动可再生能源规模化发展来实现对煤电的存量替代，这是目前最可行的供应侧减碳方案。
适时设定退出路线图
煤电长期高质量发展要设定退出路线图。中国实施积极应对气候变化国家战略，正在研究本世纪中叶应对气候变化的长期愿景，包括二氧化碳达峰和碳中和问题。
面向2035、2050年长期远景，在低碳减排目标约束和新兴电力技术创新挤压下，煤电规模将会出现“退潮式”下滑，电量空间被新能源渗透，其电力价值也会被储能等新业态所取代，直至逐步退出电力行业。
因而，煤电发展要着眼于长远视角，适时设定退出路线图，以倒逼的方式来严控其规模，在新能源规模化发展过程中提升其电力价值，以机组自然退役和加速转型的方式降低转型成本，最终完成与欧美国家类似的“退煤”之路。
(作者系华北电力大学经济与管理学院教授)
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