“十三五”以来，煤电机组虽在装机规模及发电总量上保持了较高速度的增长，但生存环境却已发生了显著的变化。2017年为有力有序有效防范化解煤电过剩产能，国家发改委、国务院国有资产监督管理委员会、国家能源局联合印发《2017年分省煤电停建和缓建项目名单的通知》；2018年为大幅减少主要大气污染物排放总量，国务院印发《打赢蓝天保卫战三年行动计划》；2019年为适应电力市场化节奏，国家发改委发布《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》，标志着煤电标杆价上网时代终结。同时煤电行业也在不断发力，通过节能改造提升发电效率，通过煤电联营降低燃料成本，保持了有活力的发展。
2020年9月22日，习近平总书记在第七十五届联合国大会一般性辩论上提出了应对气候变化新的国家自主贡献目标和长期愿景，力争在2030年前实现二氧化碳排放达峰，努力争取在2060年前实现碳中和。12月12日，习近平在气候雄心峰会上宣布，到2030年，中国单位国内生产总值二氧化碳排放将比2005年下降65%以上，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，森林蓄积量将比2005年增加60亿立方米，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。“30·60”目标倒逼经济发展方式转型升级，这对煤电行业提出了跨时代的要求，煤电要如何更好地助力新能源电力系统的构建，更好地在必要的阶段维持自身的生命力，更健康地完成历史使命，都是前所未有的挑战。
“十四五”是深化新发展格局、能源领域清洁低碳化转型的重要开端，应本着实事求是的态度，探讨煤电领域这五年间应发挥的价值，以及发展的机遇与路径。
“十四五”经济社会发展环境
3月13日，某媒体公布《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》，为“十四五”勾画了蓝图，未来五年能源的发展情景也展现在眼前。
用电需求“双拉动”
《纲要》提出“发展是解决我国一切问题的基础和关键，发展必须坚持新发展理念，在质量效益明显提升的基础上实现经济持续健康发展”。据研究机构预测，“十四五”期间我国经济发展将继续处于中高速阶段，增速保持在5.0%～6.0%。其二是推进终端用能领域的清洁化，以电代煤、以电代油，推广新能源汽车、热泵、电窑炉等。2019年电能替代电量2065亿千瓦时，同比增长32.6%。
在经济持续向好以及终端用能清洁化的“双拉动”下，2025年全社会用电量预计在9.1～9.5亿千瓦时。简单估算，2020年全社会用电量7.5亿千瓦时，2025年较2020年将增长2亿千瓦时，5年间考虑水电、核电合理增长，新能源装机年均增长1亿千瓦，且全部消纳，为满足用电需求，煤电机组的利用小时仍需保持在2020年的同等水平。
清洁与重碳能源体系更迭
国家主席习近平强调要构建以新能源为主体的新型电力系统。这意味着能源供给侧将全面展开可再生能源的替代，从电量替代延伸至容量替代。“十四五”时期关系到“30·60”目标是否可以实现。
从产业发展与产品生命周期的标准映射关系看，“十四五”新能源产业是从技术阶段到产业阶段的过渡，各类关联成品进入成长期，展开规模化扩张。相对应的传统重碳产业已经进入了后市场化时代，产品成熟，但提升的空间已经萎缩，将逐步衰退。可见“十四五”是新能源产业与重碳产业的更迭期，是相互依存、相互推动的过渡阶段。
全社会节能降碳
钢铁、建材、化工、交通、建筑领域均产生一定的二氧化碳排放，终端化石能源燃烧产生的二氧化碳占能源总排放量的50%以上。《纲要》中提出“深入推进工业、建筑、交通等领域低碳转型”、“因地制宜推动北方地区清洁取暖、工业窑炉治理”。全社会低碳转型的第一阶段依托于电气化水平的大幅提升，彻底消除不达标的散烧煤排放；进而供给侧再逐步实施第二阶段清洁供应替代，最终实现碳中和目标。“十四五”电气化过渡将是全社会降碳最有效的手段，效果也将十分显著。
全行业推动消纳
《纲要》提出“提高特高压输电通道利用率”、“加强源网荷储衔接，提升清洁能源消纳和存储能力”、“建设一批多能互补的清洁能源基地”。国家电网提出到2025年，其经营区域内跨省清洁送电比重达到50%，南方电网提出加强引入区外清洁电力，2030年前争取新增收入2000万千瓦区外电力，清洁比例100%。“十四五”全行业将利用需求侧管理、提升电网稳定性、调峰电源与清洁能源互补互济等各类方式推动清洁能源的消纳。
“十四五”煤电价值分析与定位
煤电的价值分析
从煤基产业看，仍是产业链支撑。煤基产业树衍生的冠系产业主要为煤基电力产业、煤基热力产业、煤化工产业等。煤基产业长久以来均为国民经济发展的支柱，从业人员规模庞大，产能、产量始终维持高位。清洁化的能源体系建设是对煤基产业的替代，但过程并不是一蹴而就，更需要平稳的过渡以维持社会的稳定，煤电产业的稳定决定了煤基产业的稳定。因此，在产业重塑的过渡期仍需要稳健的煤电产业。
从规模效应看，仍是电量供应支撑。截至2020年底，全国全口径发电装机容量22亿千瓦。其中，全口径煤电装机容量10.8亿千瓦，占总装机容量的比重为49.1%。在7.4万亿千瓦时的全口径发电量中，煤电发电量占比高达65%左右，风光发电量约占9.6%。2025年清洁消纳的目标为非化石能源占能源消费总量比重提高到20%左右。考虑水电资源及核电安全性的局限，2025年煤电电量仍占较大比例。
从电力流看，将是新能源输出支撑。“十四五”期间，东部、南部仍是电力需求的中心，现阶段电网架构以“西电东送、北电南送”的电力流为主，煤炭资源的分布与风、光资源的分布存在一定的契合度，大型新能源基地仍将出现在北部与西部，在我国新能源为主体的电力系统下，电力流总布局不会发生较大的变化，“十四五”基地新能源将依托煤电的调节能力捆绑输出。
从先进性看，将是调节能力支撑。目前66万千瓦超临界间接空冷煤电机组已经实现深度调峰至20%，部分热电解耦机组可实现供热期的“零”出力，可以说我国的煤电机组是具有世界级先进性的机组，且运行年龄短、设备状态优良，是现阶段在储能尚未大规模商业化运行前，调节容量与调节速率的主要支撑。
煤电的定位
煤电作为能源供应和煤基产业链的重要组成部分，“十四五”期间依然延续着发展的惯性，包括技术、能力及规模。而发展模式将从规模化向集约化转变、从经济性向功能性转变、从资源依赖型向高质量发展转变。煤机的本质属性也将从单一的电能量生产者，逐步过渡成为构建新能源电力体系的助力资源，协助新能源进入成长期，支撑电网平稳升级，为储能领域的孵化留足创新的空间与时间。
“十四五”煤电发展路径及展望
“十四五”经济社会与能源领域的发展方向清晰呈现，煤电从定位及能力出发仍将是“十四五”能源领域高质量转型的主角，应充分发挥自身价值，更好地为清洁、低碳转型作出贡献。
“十四五”煤电发展路径
充分发挥灵活性价值。公开数据显示，“十四五”期间，国家电网区域灵活性资源需求持续增长，5%新能源弃电率控制目标下，预计2025年比2020年增长40%以上。现阶段抽水蓄能受资源及电价机制限制，电化学储能受技术与成本限制，短期能够完成此项艰巨任务的唯有存量煤电机组的规模化灵活效应。
但煤电机组的灵活性价值绝不仅限于对机组的灵活性改造，而是多措并举的集成灵活性。依据新能源发电特性设计煤电机组发电计划，合理安排运行、启停的时序，根据机组的设备状态、区位特性，因机而异地发挥灵活性，而不是大规模、不分类别的长期处于低负荷运行区间，这样不仅增加了灵活性改造的投资，也不利于能耗水平的降低。
同时，在煤电机组的灵活性方面，调峰也不仅意味着低谷的压负荷能力，在严控煤电的大前提下，顶峰也是煤电机组不可推卸的责任，灵活性不是失去顶峰能力的灵活性，是顶得起、压得下、调得快、稳得住的资源价值。
充分发挥容量价值。煤电机组的容量就是电网稳定的保障，是新能源电量消纳的粘合剂。《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》已经发布，提出了建设多能互补项目的重大意义。在风光火（储）一体化方面强调存量煤电项目扩大就近打捆新能源电力的能力；增量基地化外送项目，严控新增煤电需求，外送输电通道可再生能源电量比例不低于50%。
无论是存量还是增量多能互补项目，存量煤电都是支撑风光火（储）一体化的关键要素，这也为存量煤电从主体电源向调节型电源转型提供了出路。存量煤电、存量煤电基地，利用容量调节性以及现有输电通道，布局近区新能源建设及捆绑，提高煤电与新能源的粘合度，在实现一体化外送，提升新能源的发电总量及发电效率的同时，也保障了自身的发电空间。
从经济效益出发，捆绑存量煤电建设的新能源项目应与煤电项目同属同一投资主体，以便很好地平衡发电曲线，减少对大电网的调节需求，实现在经济上的内部互补，维持煤电的生产空间，降低新能源的投资成本。
充分发挥全社会减碳价值。集中为居民提供供暖服务，为近区的工业用户提供蒸汽，为电力大用户提供不间断的电力供应，全面替代燃煤小锅炉、燃油发电机、高能耗自备电厂，以相对较低的排放置换高能耗的无序排放，实现全社会口径的节能、降碳。
从五大电力公司看，热电比在13%～20%之间，热力市场挖潜仍有空间，但要做好与清洁供暖的衔接。现阶段清洁供暖主要以分布式为主，集中于人口较为稀少的乡村，而热电联产主要负责大规模的城市供暖以及大工业用户的蒸汽供应。
充分发挥产业链减碳价值。长期以来煤电领域不断探索节能降耗，减少煤炭的终端排放。但现有技术手段可进步的空间不足，未进行改造的机组数量有限。“十四五”期间仍将以突破技术壁垒为目标，使存量机组的能耗水平有质的飞越。
从经济运行的角度出发，加强辅机运行的节能管理，尤其做好公用系统辅机的运行方式优化，根据机组负荷及环境条件变化，及时调整辅机运行台数及方式，全面提升节能效果。
生物质掺烧，替代部分燃煤，也是存量煤电机组降低煤耗的有效途径。据专家分析，2吨秸秆的热值相当于1吨标准煤，生物质在燃烧过程中排放的二氧化碳与其在生长过程中吸收的二氧化碳相当，根据《京都议定书》机制，生物质燃料为“0”碳排放。
充分发挥市场主体价值。煤电机组是电力市场必不可少的主体，市场机制从煤电的生存困难出发，以问题为导向，逐个破解建设中的堵点、难点。从维持煤电机组基本生存能力的要素以及各主体间相互协同的要素出发，构建完善的市场机制，梳理各主体在市场机制中的收益流，使市场更好地发挥资源配置的作用。
充分发挥经济性价值。煤电行业发展至今，产业结构具有较高的成熟度，成本控制手段有效，科技创新力度持续提升，市场参与主动性强，煤电机组运行经济性不断优化。“十四五”期间，煤电机组面临转型的压力，需要内挖潜力，通过智慧化手段，减员增效；通过市场机制提升盈利能力，构建多元化收益的格局；通过燃料多样替代，降低运行成本；以自身的经济性推动新能源的扩张发展，降低社会转型成本。
“十四五”后煤电发展展望
“十四五”后煤电发展情景描述。“十四五”后，市场需求发生了变化，各主体成长阶段逐步递进，煤电在不同时期，会体现出不同的特性。以下试着从不同角色的市场性表征来描绘煤机的阶段性价值（见表）。
随着储能的不断成熟，煤电机组的调节性价值逐渐丧失，风光+储能的模式也将替代煤电机组的容量价值，低成本的清洁化电能也将承担起煤电机组的社会性价值，在清洁化能源体系构建完成后，煤电机组也终将会告别历史舞台；全社会实现碳中和，生态文明建设成效可见，全人类赖以生存的自然环境进入自我修复期，人与自然和谐共生。
“十四五”煤电企业的超前谋划。面对煤电领域不可逆的发展方向，“十四五”期间煤电企业也应超前谋划，为平稳退出、降低沉没成本制定有针对性的方案。
应对长期停运。2025～2030年，新能源的电量供应能力将大幅提升，但储能暂不能填补全部的调节需求。部分煤电机组可能长期处于停运状态，但不能与电网实施物理隔离，极端情况下仍需该部分机组的容量支撑。作为煤电企业，将付出额外的维护及人工成本。“十四五”期间应提前谋划，一是建立该类机组的运行体系，尝试用流动性的维护队伍替代驻厂维护模式，降低停运电厂的管理成本；二是加强容量市场建设的参与度，提升容量市场竞争能力，为合理回收成本奠定基础。
应对规模退出。2030年后，尤其是临近碳中和期，将有大规模的煤电机组提前退役，对于煤电企业而言，机组的退出时序是重中之重。需要通过科学合理的评估、测算，综合评定机组存续或退出的价值，让排碳成本高、经济效益差、对经济社会贡献低的机组先退出，减少企业的负担。何时退、谁先退都会对企业整体的经营业绩产生较大的影响，未来煤电机组的盈利空间有限，只有控制好成本才能实现平稳过渡。
“十四五”政策建议
存量煤电调节能力与新能源并网规模衔接。建议将新能源并网规模指标与存量煤电调节能力挂钩，以存量煤电的投资主体继续开发建设新能源项目。可以有效平衡同一出线上煤电与新能源的经济性，有利于煤电的稳定以及激发新能源的市场活力。
电网调度模式与多能互补项目衔接。多能互补项目建设目的在于通过各类项目协同后的自我调节，提升清洁能源发电效率，减少对大电网的调节依赖。但现阶段的电网调度模式并不支持多能互补项目的自平衡。建议为一体化项目打通自平衡的渠道，实现集群调度，提升一体化价值，加速建设新型电力系统。
各类清洁化指标交易相衔接。为促进可再生能源消纳，搭建了权重交易市场，交易品种包括权重指标及绿证，虽然煤电企业不是消纳主体，但部分消纳成本也将疏导至煤电；为实现节能降碳，搭建了碳交易市场，碳排放配额将直接增加煤电的发电成本，建议将涉及清洁化的市场交易机制进行梳理，合理分摊清洁化转型成本，降低煤电企业的生存压力。
