2020年9月习近平总书记提出中国的“碳达峰”和碳中和目标之后，装机容量超过10亿千瓦的煤电在中国能源圈中成为了尴尬的存在。很多观点认为，在煤电碳减排潜力逐渐见底的情况下，煤电的彻底退出会是中国电力行业碳达峰和碳中和的关键。

从2013年的雾霾之后，煤电在国内舆论场中一直备受指责，如今更是走到了“消亡”的边缘地带。但煤电的命运或许不能仅仅从碳中和目标这一孤立视角来看，更要从整个电力系统的大环境、大格局来判断。

而当我们放宽了视角之后，结论可能截然不同：煤电不仅不会消亡，甚至会在未来的新型电力系统中扮演者重要作用。

大规模风光并网对的影响

在碳中和的背景下，业内预计未来十年年均新增风、光装机规模分别为5000万kw和7000万kw，2030年新能源装机将大大超过12亿kw，达到17亿kw以上，普遍预计到2025年就能达到12亿kw，增速显著超过“十三五”时期。“十三五”期间，风电装机年均新增约3000万kw（2020年抢装，当年新增装机超过7000万kw），光伏年均新增装机约5000万kw。即便是第三方机构，多数预测的风光合计年均新增装机也普遍达到1亿kw以上。

电力系统是一个超大规模的非线性时变能量平衡系统，要时刻保持平衡，生产组织模式是“源随荷动”。发电作为主动调节集，负荷作为被动不可调节集，由发电主动调节，跟踪负荷的运行，用一个精准可控的发电系统，去匹配一个基本可测的用电系统，通过实际运行过程中的滚动调节，实现电力系统安全可靠的运行。

以风、光发电为主的新能源，不能“源顺荷动”（风、光不可控），或只能单边“源随荷动”（弃风弃光，减少出力）；同时，在用电侧，大量分布式新能源接入后，用电负荷预测准确性也大幅下降。由此，新能源大规模接入，将对传统电网带来巨大影响。在电源侧储能未完全发展起来前，风、光发电系统均不具备调峰调频、旋转备用、无功补偿的能力。随机的气象条件，使得机组出力时刻变化，这对电网形成较大冲击，使得电网需要为风、光发电系统建设相应的旋转备用和无功补偿以解决调峰调频及对电压进行有效的控制和调整，需要其他常规电源为有功功率提供补偿调节，以保证电网对负荷持续、稳定、可靠的供电。

理论上，风、光入网所增加的发电能力并不能有效减少电力系统所拥有的常规发电机组。因此，从某种意义上，风、光发电的存在，相当于在电网中增加了一个“不确定性负荷”。

风、光发电大规模接入电网，面对“两高”的未来（高比例清洁能源、高比例电力电子系统），既要提升新能源发电的用电比重（消纳），又要确保用电安全，势必需要构建以新能源为主体的新型电力系统。新能源为主体的新型电力系统，意味着风、光发电将是未来电力系统的主体。煤电将由主力能源降格为辅助能源，但又必须承担供电安全“压舱石”的职责。定位为辅助能源的煤电，为确保电网安全，将面临总体装机容量不能低，但运行效率（利用小时数）不能高的尴尬局面！

煤电是电网安全的“底牌”

风、光发电功率的波动完全随天气状况做随机变化，而且要比电网正常的负荷变化高得多。所以，为风、光发电所准备的可调容量不能简单地依靠临时性的启、停机来完成，而是必须使其处于旋转备用状态。随之而来的是，风、光发电装机容量越大，旋转备用的容量就被迫越大。因此，风、光发电大比例接入电网，必须匹配大量灵活可调的电源，即灵活性电源。理论上，传统能源均可为灵活性电源，因为它们都是可调可控的。例如水电（包括抽蓄）、气电、电池（电化学储能），以及煤电。

水电方面，我国水电装机容量3.7亿kw，其中抽蓄电站3000万kw，受资源和环境的双重压力，再大规模开发水电的空间已经不大。尽管水电厂（包括抽蓄）的调节能力比较强，容量大、机组的启/停调节迅速，是较为理想的调频调峰电源，但水电布局受自然资源的约束，在选址和容量上均有所限制，加上水电本身的周期（丰枯水期），使其自身有时也会有调峰的需求。目前，我国抽蓄电站3000万kw的装机容量，明显不足于完全承担灵活电源的功能。

气电在调峰能力和超低排放上极具优势。气电启停速度快，大型机组启动至带满负荷可控制在1小时以内，能够快速响应电网需求，可为电网提供可靠的调峰支持；氮氧化物排放量小，S02和烟尘排放基本为零，与煤电相比要清洁环保。但是，受制于中国“富煤缺油少气”的资源禀赋，较高的气价和安全供应得不到完全保障的国际环境使得我国气电装机比较有限，在2020年末我国气电装机达1亿kw，但只占总装机容量的4.5%；另外，冬季往往也是天然气用气高峰，保民生的需求也会抑制气电调峰的出力。

目前，寄以厚望的是储能应用系统，特别是电化学(电池）储能，以及少量氢能储能。电池储能采用电力电子控制输出功率，响应十分迅速，本身非常适合于电力系统的调频，其调频效果是水电机组的1.7倍，更是远好于煤电机组。从中长期来看，储能或氢能（氢能可以看着是储能的一种）加上智慧能源系统是实现大规模新能源消纳，进而实现能源系统碳中和的最终解决方案。但在近一定时期内，储能还无法完全承担调峰功能。

首先，目前以锂电池为主的储能系统容量有限。储能多数容量配置10%，充（放）电时间在2小时左右。对电力系统而言，这样的配置在短时间内（“分钟”级别）的一次调频方面是有效的，但在针对以“天”或“周”为时间周期的调峰方面却可能不够。假定在“十四五”期末风、光发电机组累计装机达到12亿kw，未来5年新增7亿kw，50%的新增装机配置10%的储能，则储能装机将配置有3500万kw，能提供电量7000万kwh。这个数对我国“十四五”期末预测的14亿kw的负荷和年9.3万亿kwh的用电需求量来说并不能解决“天”级别或“周”级别时间周期的峰荷问题，在一些气象条件下，“周”级别时间的峰荷需求并不少见。其次，从产业上看，2019年，全球电池储能累计装机规模为9.52GW，当年新增投运电池储能规模是2.89GW。截至2020年6月底，我国电化学储能累计装机规模达到1831MW，未来五年要达到3500万kw的新增储能装机，是2020年装机的近20倍。这在电池储能技术体系尚未实现完全标准化，产品质量和系统集成水平参差不齐，安全问题尚有疑虑的情况下，这样的扩张速度存在较大不确定性。在成本和商业模式方面，储能电站度电次成本在0.5元左右，离规模应用的目标度电次成本0.3~0.4元仍还有不小差距；商业模式也还未成熟，收益存在很大不确定，大规模的投资难以进场。

从长远来看，风、光+储能和氢能将是能源体系的主要的发展方向，煤电终将会退出历史舞台。然而，从上述分析来看，储能的发展过去是没有跟上风、光发展的步伐的，而且在最近的一定时间内也还不能迅速跟上新能源装机扩张的步伐。

综合上述的分析，在一定时期内，煤电仍然还将是电源的主要构成，仍将需以一定规模的容量存在较长的时间。

来看个实例。2021年初寒潮，1月7日国家电网统调最高负荷达到9.60亿kw，11日南方电网负荷达到1.97亿kw的峰值。1月7日当天晚，两网高峰创出了高点，达到了近11亿kw，当天的电量是259.67亿kwh。我国电力总装机近22亿kw，这个负荷高峰出现在晚上，光伏没有出力；7日那一天全国大面积没有什么风，风力发电的装机出力只有10%左右，全国5.3亿千瓦风电和光伏的总装机，5亿千瓦没有出上力；冬季是枯水期，3.7亿千瓦水电的装机有2亿多没有出上力；冬季也是天然气的用气高峰，天然气发电装机有将近1亿千瓦，50%也没有出上力。这时，如果没有近11亿装机的煤电顶上来，这个高峰负荷是完全无法满足的。已知的事实是，彼时，南方一些省份被迫有序用电。

冬夏双峰是我国电力负荷的特点。2021年1月，南网首次连续五日（“周”级的时间）出现冬季日用电负荷与夏季高峰时段相当的局面。如上面的实例，冬季负荷的峰值大都出现在晚上。冬季是枯水期，水电出力下降；南方湿度大，风机可能凝冻；晚高峰，太阳已下山，光伏无法出力。多省市同一时段出现负荷峰值，难以实现余缺互济。此时，顶峰迎冬的重任是不得不由煤电来抵顶的。2021年1月间，湖南、浙江限电，北京燃煤供热机组重启等事实可以证实上述判断。

煤电要适应低负荷运行

截至2020年底，全国全口径发电装机容量为22亿kw。火电装机12.5亿kw（煤电装机容量10.8亿kw，占总装机容量的比重为49.1%，首次降至50%以下）、水电装机3.7亿kw、核电0.5亿kw、并网风电2.8亿kw、光伏装机2.5亿kw。2020年新增并网风电、太阳能发电装机容量分别为7167万kw和4820万kw。抢装潮下，2020年度当年新增并网风电装机规模创出历史新高。

用电端，2020年全国用电量7.51万亿kwh，全口径发电量为7.62万亿kwh，发电量高于用电量1.5%。“十三五”期间全社会用电量年增长5.7%，全口径发电量年均增长5.8%，发电量的增幅略高于用电量的增幅。并网风电和光伏发电量分别为4665、2611亿kwh，同比分别增长了15.1%和16.6%，两者合计占全社会用电量9.7%。全口径发电设备平均利用小时数3758小时，火电利用小时4216小时，其中煤电4340小时；并网风电、光伏利用小时分别为2073和1281小时。

尽管煤电仍然还有4000多小时的利用小时数，情形尚可，但是，从长期来看，煤电终将面临利用小时数逐渐降低的压力。从地区结构上看，即便是在当前，在一些清洁能源占比较高的地区，煤电的利用小时数已经低于3000小时。从分省来看，十余个省的煤电利用小时数已低于4000小时，在清洁能源占比较高的省份，煤电利用小时已经低于3000小时。

2020年全国负荷最高达10.76亿kw（国网和南网负荷有时间差，若简单相加达最高负荷接近12亿kw）。预计“十四五”负荷增速5%-6%，用电量增速4%-5%，负荷增速略高于电量增速，则“十四五”末，即到2025年，负荷将达14亿kw，用电量达到9.31万亿kwh。一般地，发电量要高于用电量，以高1.5%计，则发电量预测为9.45万亿kwh，比2020年增加1.8万亿kwh。

假设2025年风、光装机已就达到12亿kw，风光各半，则“十四五”风光装机新增3.2亿kw，光伏新增3.5亿kw。风、光发电小时分别按2000、1300小时计，风光装机将新增发电量近1.1万亿kwh，将要占到新增发电量需求的近60%。届时，风光总发电量将达到近2万亿kwh。若按照9.31万亿kwh的用电量来匡算，这将占到全社会用电量的20%以上！考虑限电达到10%，也将出力达1.8万亿kwh，占到全社会用电量的19%。

考虑到风、光发电的受阻系数极高，为确保用电安全及14亿kw的峰值用电负荷，就必须增加稳定电源的配置。综合测算，煤电需增加装机容量约1.4亿kw（这个数值有争议，但多数研究认为煤电增加装机是必须的，分歧只是增加容量大小的问题）。

事实上，在“十三五”期间，有27个省、直辖市或自治区新核准通过了1.45亿kw的煤电项目。仅在2020年，就核准通过了4600万kw，占“十三五”期间通过总和的31.9%。核准通过的煤电装机总容量在“十三五”期间呈现了明显的U型曲线上升。考虑建设周期，这些项目将在“十四五”期间建成投产。

因此，“十四五”期间，随着用电峰荷的增加，煤电装机不得不增加。在优先发电权让路清洁能源的同时，新增发电量的需求（如上文预计为1.8万亿kwh）的60%将交由风光发电机组发出，即新增发电量需求的大部分要被新增的风光发电装机“吃掉”。若算上新增的水电、核电等机组新增的发电量约3000亿kwh，新增煤电装机将只有4200亿kwh的发电量额度，对应1.4亿kw的新增装机规模，利用小时数就只有约3000小时，将大幅下降。

灵活性是煤电唯一的选择

根据过去十年，即2010-2020年的历史数据，大部分省市的用电负荷增速要大于用电量增速。出于安全考虑，用电负荷需要稳定的电源来保障，如前分析，在一定时期，我国稳定电源的现实选项就是煤电，这就不得不在近期内增加煤电的装机。同时，气候承诺和减排的压力又需要使用大量的清洁能源。因此，煤电装机容量和使用电量的不匹配将会在相当长的时期内存在。最简单和直观的估算：负荷年增加6000万kw，意味着稳定电源的装机容量需要增加6000万kw；用电量变化同步于用电负荷，增速小于负荷增速，电量年增加3600亿kwh。在容量和电量完全匹配的情况下，机组利用小时数为6000小时，这是经济合理的。然而，在技术进步和平价上网的情况下，风、光新能源机组大规模的装机是必然的，谨慎估计，若年新增装机1亿kw，综合利用小时1650小时，就将“吃掉”电量约1650亿kwh，留给煤电机组的就只有1950亿kwh。显然，煤电机组的利用小时就会跌到3250小时。

在大力拓展清洁能源，新能源装机增加的同时，煤电装机也得增加，这看起来似乎相当荒谬！其实不然，单纯反对煤电建设的观点是缺乏对电力系统运行基本常识的认知，这只关注电量替代的竞争关系，忽略了电力瞬时平衡的特点。煤电装机容量的提高，更多是为了调节新能源服务，它的利用小时数仍会持续降低，因而装机容量的提高并不一定等于煤电电量的提高和碳排放的增加。

但是容量和电量的不匹配，必然损失煤电运营效率，增加运营和维护成本。这是无奈却现实的选择。是面对能源领域不可能三角（清洁、廉价、安全，三者不能得兼）的选择！

煤电灵活性改造和运行的代价

容量和电量的不匹配迫使煤电机组的灵活性（低负荷）运行成为无奈却需要常态运营的方式。所谓灵活性改造和运行，主要是指增加火电机组的出力变化范围，强化响应负荷变化及响应调度指令的能力。多数情况下就是增加火电机组在低负荷时稳定、清洁、高效的运行能力。目前，我国煤电机组一般最小出力为50～60%，冬季供热期仅能低至75～85%，对于服务新能源的调节，进行深度调峰并不足够。而在风光发电渗透率提升到20%以上时，深度调峰将会成为主要需求。

煤电灵活运行的代价主要来自两个方面：一是灵活性改造的付出；二是灵活性运营效率损失的代价。

煤电机组的改造中，纯凝机组与热电联供机组技术路线有所不同。纯凝机组灵活性提升主要取决于锅炉燃烧稳定性以及汽轮机和主要辅机的适应性，目前国内试点示范改造项目，最小技术出力可低至30%～35%额定容量，部分机组可以低至20%～25%。热电联产机组灵活性提升的技术路线较为丰富：蓄热，电极锅炉，切除低压缸，余热回收等，改造完成后，热电联产机组的最小技术出力达到40%～50%额定容量。丹麦、德国的经验表明，煤电灵活性改造技术是可行的。丹麦煤电机组改造后最小出力低至15%-20%，德国为25%-30%。

由于技术路线不同，缺乏标准，实践中煤电灵活性改造采取一厂一策的办法，改造成本差异较大，单位千瓦调峰容量的改造成本在500元～1500元之间，可低于抽水蓄能、气电、储能电站等其他系统调节手段。

在运行上，煤电机组低负荷运行时，煤耗增加、能效下降，参与深度调峰的机组长时间偏离设计值运行，安全性经济性下降；在机组热效率最高的负荷下稳定运行，为了防止低负荷时灭火或燃烧不稳，需要投油助燃，使得机组燃料成本提高。

在浙江电科院包劲松的报告中，对各类机组的低负荷运行作了实证分析，大致上负荷每降低10%，煤耗将要增加5%。深度调峰，代价不菲。煤炭在煤电中的成本要占到70%，这意味着负荷每降低10%，煤电度电经营成本将上升3.5%，这只是电量经营成本，并未计算环境损失及改造投入。对于煤电对成本及其敏感的情况下，深度调峰的情况下，比如到30%负荷运行，单位电量的经营成本，可能要升高近四分之一。对于电量出售已经较小，已在盈亏边缘（通常4000小时的利用小时数大致是盈亏平衡点）的火电厂来说，增加四分之一的现金经营成本，将会压力巨大。

市场机制的建立

目前，电力市场以电量价格为主的市场机制，缺乏煤电为电力系统提供保安全，顶峰调频等服务的回报。若只按提供的电量计收益，运行小时低，煤电生存困难，投资和更新不足，是无法顾及到灵活性改造需要的新增投入和在低负荷运行时增加的经营成本的补偿的。因此，除电量市场外，关键是要建立容量市场。由于缺乏回报和补偿机制，到2019年，“三北”地区累计完成的煤电机组灵活性改造只有5078万千瓦，仅完成了“十三五”规划目标的24%。

那么，适度新建煤电机组是否可以考虑摒弃大容量、高参数的配置模式，转而考虑灵活性的设计和配置？

如前所述，在“十四五”期间，为确保用电安全，保障供电需求，需要增加煤电配置1.4亿kw。既然煤电将来将大部以灵活性运营的模式存在，是否应当考虑在设计和建造新煤电机组时，就按照灵活性配置的方式去考虑？

近年来，国内煤电机组一直按着高参数，大容量，超临界，低煤耗的路线前进，新上机组至少都是60万kw以上超超临界的大型机组。然而，这是煤电仍然作为主力电源、基荷电源的发展思路。在煤电退出主力电源，角色转变为辅助能源，调节能源的时候，煤电发展的技术路线是否可以做出一些调整？灵活可调、中低容量、组合搭建、方便启停，可否应当成为煤电技术的新发展方向？通过市场引导，组建专业技术攻关，从大容量、集中式的路线转到灵活组合，分散配置的路线上来。从研发开始，设计、建造和运营从一初始就考虑好宽幅调峰，避免以后的改造？通过增量配置，逐渐改变存量结构，形成调节能源的功能。

我国目前的辅助服务市场可能不足以激励煤电灵活性配置，除电量市场（有功市场）需要逐步建立和完善容量市场。

为适应新能源消纳要求，在“两个细则”基础上，一些省份对辅助服务政策进行了调整，加大了对灵活调节电源的补偿，但总体来看，我国辅助服务补偿水平偏低。部分地区灵活性电源调峰仅获得少量辅助服务的补贴或补偿，缺乏可持续发展的商业模式。2018年，全国辅助服务补偿费用占上网电费总额的0.83%，远低于美国的2.5%、英国的8%。

电力系统的运行离不开无功支持和备用配置，作为辅助能源的煤电机组在提供这些服务时需要进行设备投资和承担运行费用，这些服务应当得到回报。煤电灵活性改造技术成熟，经济合理，关键这也是我国在近一段时期内现实的选择。通过市场引导，可以弥补电网调节能力严重不足的短板。故而应当建立容量市场，提升煤电灵活配置的积极性，通过市场机制形成煤电机组调峰、调频、备用等辅助服务价格，以补偿其合理成本。

完善的市场机制是煤电灵活性配置切实有效的驱动力。据有关资料，丹麦的火电利用小时数从调峰前的5000小时下降到了调峰后的2500-3000小时，但调峰收入仍然确保了其可以获得合理的收益。

新能源平价上网不等于平价利用，容量市场需要传导煤电灵活运行的成本，电价的提升可能将会到来。

“十三五”期间，风电、光伏发电的实际装机数据远超过当初规划的2.1亿和1.1亿kw目标，分别达到2.8亿和2.5亿kw，发展远超预期。但储能和灵活性电源的发展却明显低于规划。如果当前不加快部署灵活电源，弃风弃光或风、光装机的增速下降是必然要出现的。与电网连接的电源，若只计算发电端的电量成本并以此衡量是否“平价”，无法完整的估计电力转型成本和艰难程度，也不利于防范电力转型中的风险。而不将电能全成本传导到用户，不利于用户认识低碳发展的艰巨性，不利于强化节能意识。新能源度电成本的下降，并不意味着其利用成本能同步下降，用户承受的电价不再单单是新能源上网电量的电价，平价上网不等于平价利用。

容量市场的设计需要解决灵活性电源服务成本传导这个问题。

风、光新能源比例越高，消纳成本越高。有研究表明，新能源电量渗透率超过10%到15%之后（前文所述，2020年已达9.7%，可以预见的是在“十四五”期末，大概率到15%以上），系统成本将会呈现快速增加趋势，包括灵活性电源投资/改造成本和系统调节的运行成本。文献认为，若中国2030年达到20%-30%的风光新能源渗透率，可能带来全社会度电成本增加0.031-0.059元。

芝加哥大学能源与环境政策研究所（EPIC）2020年11月发布的一份研究显示，在美国实施可再生能源配额制（RPS）政策的29个州和哥伦比亚特区，7年后可再生能源电量比例提高了2.2%，同时零售电价提高了11%，12年后可再生能源电量比例提高5%，零售电价提高了17%，主要是新能源电网接入系统成本提高所致。

也许，面对“清洁、廉价、安全”的不可能三角，可行的选择是在“安全”的前提下，争取用牺牲小部分“廉价”的代价，用来换取大部份的“清洁”吧。绿色能源，在相当长时期内，可能还是会有点贵的。