2018年底的中央經濟工作會議指出，我國經濟運行主要矛盾仍然是供給側結構性的，必須堅持以供給側結構性改革為主線不動搖，更多采取改革的辦法，更多運用市場化、法治化手段，在“鞏固、增強、提升、暢通”八個字上下功夫。近年來，電力領域供給側結構性改革取得了突出成績，尤其是煤電產能得到有效控制，年度新增裝機由2015年的5400萬千瓦大幅降低至2018年的2900萬千瓦，達到2003年以來的最低水平，火電機組平均利用小時數由2015年的4165小時回升至4361小時。同時，煤電對促進新能源消納的支撐作用進一步顯現，2018年我國棄風率7.2%，同比下降4.9個百分點，棄光率3.0%，同比下降2.8個百分點。當前，我國煤電裝機已突破10億千瓦，作為電力領域的“主力軍”，如何引領電力行業高質量發展，逐步形成對現代能源經濟體系的有效支撐，是煤電行業發展亟需探討和思考的關鍵問題。

一、煤炭產能控制不會放松，但電煤比例保持增長，煤電建設仍有一定空間

從能源消費結構看，2013年我國煤炭消費總量達到近年來階段性峰值42.4億噸，此后受經濟增速換擋、能源清潔低碳轉型要求、生態環境制約等因素的影響，2016年煤炭消費總量下降到38.5億噸。近兩年，穩投資的政策要求提升了鋼鐵、建材等行業煤炭需求，2018年煤炭消費達到39.3億噸。根據《能源發展“十三五”規劃》(以下簡稱《規劃》)，2020年煤炭消費總量占一次能源比重需降至58%。2018年底，我國煤炭消費比重首次低于60%，降至59%。同時，年底中央經濟工作會議提出的“八字方針”將鞏固“三去、一降、一補”成果放在首位，煤炭產能控制不會放松，預計我國煤炭消費總量有望在2020年前后達到峰值區間。

在煤炭消費結構方面，《規劃》要求到2020年，將電煤比例提升到55%。近年來電煤消費比重受電力需求波動影響特征明顯：2015年在電力需求“斷崖式”下跌的情況下，電煤消費比重由2013年的47.6%降低至46.3%;但2016年后電力需求增速超預期，電煤比例穩步回升，2018年已提高至52.9%。從全球范圍看，2018年電煤消費比重平均水平是78%，美國和歐盟更是分別達到93%和82%。此外，目前我國直燃煤和散燒煤比例合計高達20%，遠高于歐盟、美國5%以內的水平，造成極大的環境污染和資源浪費。隨著電力市場的逐步成熟和新能源發電邊際成本優勢逐漸凸顯，新增用電需求將主要由新能源發電滿足，電煤消費增速趨緩，但電煤消費比重仍將持續提升，煤電仍有一定的發展空間。

二、煤電發展有必要樹立“峰值意識”和“底線思維”

我國工業化快速發展階段，電力需求高增速、風光等替代發電能源技術經濟性不足等都決定了以粗放的電力供應滿足剛性的電力需求是最突出的階段性特征，也是煤電建設的高峰期。隨著我國經濟增速換擋，電力整體供需形勢已由偏緊張轉向偏寬松，電力供應“總體供應過剩”和“局部短時缺口”的現象并存。在電力規劃工作中，業界“高看高、低看低”的現象是重要原因之一，尤其是2015年以來電力需求增速短期大幅波動，以及電力基礎設施的長周期、強路徑依賴特性矛盾逐步凸顯。一方面是煤電機組平均利用小時數不高，另一方面是2018年山東、河北南部電網、安徽、華中等地區最大電力缺口較2017年呈擴大趨勢。

當前，對于煤電發展，筆者建議從兩個方面審慎對待。第一，我國煤電發展有必要樹立“峰值意識”，需科學研判、冷靜對待電力需求增速的大幅波動，避免新一輪的煤電產能過剩。若按照“十四五”“十五五”期間年均電力需求增速分別為3.7%和2.3%左右考慮，我國煤電規模達到11.5億～12億千瓦即可滿足電力供應需求。面對近年來電力需求的高增速，業界對中長期電力需求增長預期有所提高，若“十四五”“十五五”期間年均電力需求增速按照4.5%和2.9%左右考慮，煤電峰值可能突破13億千瓦。電力需求隨經濟形勢變動較大，但煤電運行周期數十年，對這種變動周期差異的考慮尤為重要。

第二，無論是從我國能源資源稟賦、還是從電力行業現狀看，煤電在電力系統的基礎性地位一定時期內不會改變，一定規模的煤電不可或缺，尤其是部分地區的安全保障機組建設，要樹立“底線思維”。據統計，2003年以來，我國煤電裝機進入快速發展期，年均增長5000萬千瓦左右，其中65%以上集中在東中部地區。按照原設計20～30年經濟壽命考慮，如不對煤電機組進行延壽改造，東中部地區在2025年以后，將有大量煤電機組退役。但新增煤電項目主要集中在西部、北部地區，未來局部地區的電力保障需要統籌謀劃、提前布局。

三、外部成本內化是未來煤電發展的重要挑戰

美國夏威夷大氣觀測研究機構最新發布數據顯示，大氣層中的二氧化碳含量首次突破415ppm，創下人類誕生以來的歷史最高值。當前全球二氧化碳濃度增速已超過《巴黎協定》預期，氣候變化不僅是能源領域的重要議題，也是我國參與全球治理的重要一環，煤電碳排放成本的內部化是未來發展的重要挑戰。

當前，著力降低用能成本、支撐實體經濟發展是能源行業的重要使命。考慮煤炭等大宗商品價格隨供給側結構性改革的深入推進保持高位，若直接大范圍征收碳稅勢必會加劇用能成本上漲壓力，因此，目前征收碳稅尚不具備推行條件。相對而言，碳交易是較為溫和的措施，可通過試點運行的方式逐步推廣，不斷構建和完善我國的碳治理體系。在政策引導下通過市場化手段探索合理的碳排放成本，以促進實體經濟可持續發展為目標，引導產業結構調整、培育低碳產業發展新動能。

2010年10月，我國首次提出建立和完善碳排放交易制度。2012年6月，深圳正式啟動了中國第一個碳排放交易平臺。截至2018年底，我國的碳排放交易量已近8億噸，累計碳排放交易額在110億元以上。從過去幾年情況看，湖北碳排放交易量占比超過40%，北京碳排放交易所價格最高，達到52.72元/噸。未來，雖然煤電碳排放成本可以依托電力輔助服務盈利等方式對沖，但外部成本的增加仍會帶來較大的壓力，需提前謀劃。

四、煤電應更為積極調整定位，引領電力行業高質量發展

清潔低碳、安全高效是電力行業發展的核心要求，煤電既要為清潔能源騰出空間，又要作為穩定、靈活的電源發揮基礎性作用。當前我國煤電裝機已突破10億千瓦，有條件、更有必要主動調整定位，引領電力行業的高質量發展。尤其是以風光為代表的清潔能源發電在時間維度上具有季節性、時段性的波動和隨機特點，在地域上又受限于資源分布不均衡，需要多資源互補、跨時空互濟，對電力系統的靈活性和平衡能力提出更高要求，煤電靈活性改造是當前最經濟、最實用的措施之一。

《電力發展“十三五”規劃》明確要求“十三五”期間“三北”地區火電靈活性改造2.15億千瓦。根據各省調研收集情況，截至2018年11月底，“三北”地區已完成改造規模只有4009萬千瓦，其中約60%(合計2380萬千瓦)在東北地區。究其原因，主要是電力輔助服務市場價格機制發揮了重要作用。相關數據顯示，2018年度東北電力有償調峰輔助服務費用合計27.8億元，平均價格0.525元(實際最高出清價格1元，實際最低出清價格0.16元)，高于當地燃煤標桿電價，且東北96%的輔助服務補償費用都用于調峰。此外，西北、華北等電力輔助服務市場逐步完善，旨在以市場機制逐步取代傳統行政要求的方式提升煤電參與調峰等輔助服務的積極性。2018年我國電力輔助服務補償費用最高的三個區域就是西北、東北和華北區域，補償費用占上網電費比重分別達到3.17%、1.82%和0.61%，也是我國新能源發展最快的地區。隨著未來新能源滲透率的進一步提升，電力系統對輔助服務的需求將更加迫切，市場價格的相應變動也會更加合理。煤電企業應及時跟進政策變動，并從機組調節能力內部挖潛、靈活性改造、內部電力市場培訓等方面提前布局，主動走出“舒適區”，積極參與調峰、備用、調壓等輔助服務，提升系統調節能力和整體運行效率，共同做大“蛋糕”。

綜上，作為我國能源電力領域的“壓艙石”和“穩定器”，煤電對于構建清潔低碳、安全高效能源體系必將發揮重要的基礎性作用。未來需在保持“峰值意識”和“底線思維”的基礎上，以清潔化和靈活性改造為抓手，主動調整發展定位，引領能源電力行業高質量發展，為國家現代能源經濟體系建設貢獻更大力量。