打造新型能源體系，“先立后破”推進煤炭清潔高效利用，增強傳統能源保供兜底作用的同時，大力開發綠色低碳、可再生非化石能源的轉型發展路徑，在業內已取得普遍共識。現階段，新能源和煤電為新型能源體系的構建各自發揮著重要作用，但由于政策、環境以及行業發展自身規律的制約，新能源和煤電兩大業態之間存在著顯著不均衡問題。
首先，以風光為代表的新能源存在波動、隨機、間歇的特性，對電力系統的可靠穩定運行造成沖擊，特別是隨著新能源占比快速提升，系統可調節裕度不足的問題加劇；而煤電機組提供了大部分系統靈活性，作為名副其實的“壓艙石”和“穩定器”，其系統價值卻很難從零和游戲的輔助服務機制中得到補償。其次，新能源行業得益于數年政策激勵下長期高景氣預期形成的持續研發環境，已從依賴補貼型過渡到良性發展階段，盈利面不斷擴大；而肩負調節和保供雙重責任的煤電則出現全行業虧損，莫說為支撐“雙碳”目標和系統穩定運行響應號召開展靈活性改造，就是日常經營都難以為繼，現金流斷裂、資不抵債現象比比皆是。第三，新能源行業雖然高速增長，但微觀層面存在“小、散、弱”、進入門檻低的情況，缺乏精細化、標準化的管理，與長期訓練有素的煤電行業相比，管理水平和人才結構存在較大差異。
2023年1月6日，國家能源局發布《新型電力系統發展藍皮書（征求意見稿）》（簡稱《藍皮書》），《藍皮書》以2030年、2045年、2060年為新型電力系統構建戰略目標的重要時間節點，制定新型電力系統“三步走”發展路徑，即加速轉型期（當前至2030年）、總體形成期（2030年至2045年）、鞏固完善期（2045年至2060年），有計劃、分步驟推進新型電力系統建設的“進度條”。
在當前“加速轉型期”，如何實現新能源與煤電的協同均衡發展，是一大難題。面對此類局面，政府部門最常見的做法是用行政手段安排或促成兩大業態的聯營，用股權的合并消弭經營的困難，用結果的對沖預設緩解過程矛盾。從宏觀層面看，合理而高效；但從企業角度看，畢竟股權合并，并不等于資金、技術、人才等生產要素的真正融合，為避免合成謬誤，應統籌考慮。
本文對新能源快速增長背景下行業現狀進行分析，梳理了關于新能源和煤電協同發展的政策，對新能源和煤電協調發展、推動新型能源體系建設提出相關建議。
“雙碳”背景下能源電力轉型現狀
新能源快速增長背景下的系統調節性狀況
《藍皮書》指出，本階段重點是滿足系統日內平衡調節需求。通過配置儲能、提升功率預測水平、智慧化調度等手段有效提升可靠替代能力，大力發展抽水蓄能，以壓縮空氣儲能、電化學儲能、熱儲能等多應用場景多技術路線規模化發展，重點依托系統友好型“新能源+儲能”電站、基地化新能源配建儲能、電網側獨立儲能、用戶側儲能削峰填谷等模式。
《藍皮書》對儲能寄予厚望，但必須看到，目前以電化學儲能為代表的新型儲能，可提供短時功率支持。但在新能源高比例的系統，遇到無風天氣或連續的陰雨天氣時，要保證系統安全、穩定，理論上可配套長周期儲能工質滿足要求，但現階段長時儲能仍存在技術瓶頸。同時系統又缺乏慣量、暫態支撐能力，且調度和運營中均存在較多問題，儲能暫時無法真正解決新能源快速增長帶來的系統問題，難以作為電力系統調節的主要手段發揮作用。因此國家轉而回歸依靠已經實現清潔高效改造的煤電，思路日益清晰明確，即沙戈荒大型風電光伏基地周邊配套調峰煤電機組靈活性改造、新建機組全部實現靈活性制造、現役機組靈活性改造應改盡改，以“三個8000萬”擴大煤電裝機，以冗余容量換取高比例新能源背景下經濟有效的系統調節空間。
快速轉型期的新能源和煤電窘境
快速轉型意味著陣痛。現階段，電力行業經營存在新能源紅利被擠壓、煤電全面虧損、靈活性改造沒有回收機制、新建煤電投資缺少依據、人才結構與轉型要求階段性錯配等諸多問題。
新能源的增長紅利面臨擠壓。新能源行業經歷了國補、平價階段，已進入競價、低價時期。各地新能源項目競配開始以更低的上網電價作為優選導向，如：福建省2022年7月公布的連江外海項目出現0.193元/千瓦時的投標價。
而運營期的電價隨意調節，使得新能源項目的利潤面臨著新的不確定性風險。在投資決策階段以國補作為邊界條件的新能源項目，早已加入電力市場交易中，且均是往下調節；并網時平價的約定，也不由分說地被名目繁多的交易所覆蓋。電價的不確定性不僅存在于集中式新能源項目，分布式項目也受到電網銷售電價的波動影響，而被迫調整與用戶簽訂的電價。目前，浙江、河北、山東等地均將中午光伏大發時段的售電價格調整為谷電電價。
新能源行業的紅利被擠壓還體現在地方政府針對新能源項目多種形態的配套產業落地、鄉村振興幫扶、道路場館等公益類捐贈訴求。
存量煤電全面虧損。近年來，煤價大幅上揚并維持高位運行，煤電企業產銷成本嚴重倒掛，全行業陷入“成本倒掛發電、全線虧損”的狀態，煤電企業煤炭庫存普遍偏低，煤量、煤質均無法保障，發電能力受到制約。煤價太高，火電廠買不起，缺煤停機、虧錢發電現象普遍存在。
靈活性改造缺乏回收機制。煤電靈活性改造技術已日趨成熟，已改造機組成效顯著，關鍵技術主要包括：鍋爐低負荷穩燃改造（包括鍋爐燃燒系統優化、燃燒器選擇優化、節油點火穩燃系統、制粉系統優化、主要輔機變頻技術、燃燒優化調整）、水冷系統安全優化和低負荷脫硝改造（包括省煤器煙氣旁路、省煤器給水旁路、省煤器分級布置、煙道燃燒器技術）。
煤電靈活性改造成本主要體現在改造投資和煤耗的增加。煤電靈活性改造投資視各機組情況有較大差異，目前機組最低負荷普遍能達到35%~40%，若需進一步降低負荷至30%及以下，投資會明顯增加，單位千瓦調峰容量成本約在500~1500元之間。煤耗指標也會隨著負荷的降低而明顯上升，典型燃煤機組不同負荷下的發電煤耗率如表所示。
上述靈活性改造成本如何回收仍是困擾全國煤電企業的最大問題。雖然各地陸續出臺了調峰輔助服務政策，但是，現行的深度調峰市場仍存在兩個主要問題：其一，單次調用獎勵和全年調用次數，不足以支撐改造投資的回收；其二，目前的調峰輔助服務市場仍舊是發電企業的零和游戲，最終仍是由發電企業埋單。
新建煤電投資缺少依據。居高不下的煤價不僅使存量煤電全面虧損，還使得增量項目的投資邏輯無法自洽；增量的煤電項目勢必會進一步降低煤電機組全年利用小時數，進一步增加煤電機組全年平均煤耗，進一步拉低煤電機組經濟性。作為企業投資行為，當無法達到企業投資收益底線時，未來在后評估階段又該如何面對審計和項目考核？
人才結構與轉型要求階段性錯配。新能源行業的投資主體絕大多數是傳統煤電行業轉型而來，在同一個發電集團內，現階段最為典型的情況是，一方面新能源板塊高速增長，貢獻了大部分利潤，但具體到每個項目又多為“小、散、弱”，其管理水平與精細化、標準化水平與長期訓練有素的煤電板塊相比存在較大差距。另一方面，原先占七成以上的熱能動力工程師們或在勉力保供的煤電企業心有不甘，或在少人值守的風光場站學無所用。
地方發電企業的特殊困難。地方發電企業往往肩負保供主責，而在新項目的獲取時卻無法采用央企先做大后做強的發展方式，雖然也可以走精細化、專業化的道路，但受制于體量和地位，在跑馬圈地的大規模陣地戰中往往缺乏央企那樣“大而不倒”的底氣。
新能源與煤電協調發展的有關政策
國家層面政策
“十四五”以來，國家發改委、國家能源局出臺多份有關煤電新能源協調發展的文件，或是提出了新能源與常規能源協調發展的實施路徑，或是制定了具體的規劃發展目標。如《關于推進電力源網荷儲一體化和多能互補發展的指導意見》（發改能源規〔2021〕280號）對存量煤電和增量基地項目進行了區分，提出優先對存量煤電進行靈活性改造，擴大就近打捆新能源規模；對于增量基地化開發外送項目，優化配套儲能規模，充分利用近區現役及已納入規劃的煤電項目，嚴控新增煤電需求。《全國煤電機組改造升級實施方案》提出了“十四五”期間煤電機組節煤降耗改造、供熱改造與靈活性改造的具體目標，并對改造的技術路線與性能參數標準等提出了具體要求。《“十四五”現代能源體系規劃》提出了“十四五”期間非化石能源的發展目標，并提出通過提高風電和光伏發電功率預測水平、全面實施煤電機組靈活性改造、建設天然氣調峰電站、推進抽水蓄能電站建設等，增強電源協調優化運行能力。《關于促進新時代新能源高質量發展的實施方案》（國辦函〔2022〕39號）提出加大力度規劃建設以大型風光電基地為基礎、以其周邊清潔高效先進節能的煤電為支撐、以穩定安全可靠的特高壓輸變電線路為載體的新能源供給消納體系，加大煤電機組靈活性改造、水電擴機、抽水蓄能和太陽能熱發電項目建設力度，促進新時代新能源高質量發展。
從上述文件中可以一窺國家層面對未來能源體系的局部設計框架，體現了國家推動能源綠色低碳發展的決心，對于新能源與煤電的協調發展具有一定的引領作用。但這些政策主要從規劃角度進行考慮，缺乏系統性、長期性的配套政策，行政與市場的邊界比較模糊。以“鼓勵煤電企業與新能源企業開展實質性聯營”為例，與2016年國家發改委的《關于發展煤電聯營的指導意見》和2020年《中央企業煤電資源區域整合試點方案》思路一致。
地方層面政策
一些地方政府跟進提出了要求，有的要求新建新能源要配套相應的煤電或儲能，有的要求煤電機組經過靈活性改造可以配置新能源指標，如2022年3月湖北省能源局發布《關于落實相關政策推進風電、光伏發電開發建設有關事項的通知》，提出給予四類新能源項目指標，總規模738萬千瓦，包括：對煤電企業組煤保電的獎勵，350萬千瓦；對新能源裝備制造產業建設的獎勵，60萬千瓦；對風光火互補百萬千瓦基地后續指標安排，300萬千瓦；抽水蓄能項目配套新能源指標安排，28萬千瓦。2022年8月河南省人民政府辦公廳發布《關于促進煤電行業持續健康發展的通知》，指出“落實國家關于推動煤炭和新能源優化組合的部署要求，積極推進煤電與新能源深度融合。鼓勵煤電企業參與新能源項目開發，在新能源指標分配、納入項目建設庫、列入年度開發方案時給予傾斜；支持煤電企業開展多能互補和源網荷儲一體化項目試點建設及符合條件的風電、光伏項目建設。”2022年10月山西省能源局發布《山西省支持新能源產業發展2022年工作方案》，指出“組織產業鏈發展安排規模申報3吉瓦以及1吉瓦煤電靈活性調峰改造配套風光項目。其中煤電靈活性改造調峰配套新能源項目的申報范圍則是2021年底前完成改造的煤電機組，安排規模則是按照新增深度調峰能力的30%確定。”2022年11月貴州省能源局發布《關于推動煤電新能源一體化發展的工作措施（公開征求意見稿）》，指出“對于現有煤電項目，原則上新增新能源建設指標不占用公共調節能力。對未開展靈活性改造的，原則上不配置新能源建設指標；對開展靈活性改造的，按靈活性改造新增調峰容量的2倍配置新能源建設指標；對擬退役煤電機組不再配置新能源建設指標；對已參與多能互補的煤電項目不重復配置新能源建設指標。有富余調節容量的煤電項目，可按富余調節容量的2倍配置新能源建設指標。”
總體來看，地方政府發布的文件更為細化量化，同時要求也更加五花八門，多是從地方產業發展、保供引導、煤電新能源聯營等角度設計具體細則。從地方政府角度，以當地新能源與傳統能源協同發展為抓手引導地區產業經濟。從市場主體角度，短期有利于推動本地能源企業積極參與保供與機組改造，引導市場主體深度融入地區發展。但地方性政策特別是電價等影響投資評價的核心政策在長期性方面往往更缺乏保障。
聯營主體是誰
上文分析了新能源與煤電行業在業態存在的不均衡狀況，優先靈活性改造的煤電企業參與新能源指標分配，相當于用不同特性的項目和容量代替銷售收入作為一般等價物進行物物交換，屬于頂層設計、“一盤棋”角度探索新模式。但實際上，這樣的聯營似乎未考慮每個具體企業的功能定位、資產情況、技術類別和人才結構差別。整合或聯營后，生產關系將更為復雜，專業化、標準化、集約化管理的方向可能更難實現，即便是對于兼營新能源和煤電的發電集團而言，進行投資決策時仍需要對兩個項目單獨或者打捆進行收益測算，這又與項目的內控、審計、后評估等要求相矛盾，同時可能也會凸顯績效考核與收入分配不公、責權利不對等的管理矛盾。
相關意見和建議
新能源與煤電的協調發展，需要政府有形之手與市場無形之手的精密配合與統籌協作，以可預測、可持續，面向長期的確定性政策引導，推動市場主體穿越各類不確定性，共同推動現代能源體系健康發展。
行政管制還是市場競爭舉棋未定
《藍皮書》指出，在快速轉型期，保障電力系統經濟安全穩定運行，電力市場建設逐步完善，層次分明、功能完備、機制健全、治理完善的全國統一電力市場體系基本建成，促進新能源發展和高效利用、激發各類靈活性資源調節能力。各市場主體在安全保供、成本疏導等方面形成責任共擔機制，促進源網荷儲挖潛增效。一方面明確行業市場化的改革方向，另一方面習慣性行政干預，鼓勵新能源企業與煤電企業聯營，可謂愿景與路徑之間隔著無奈。
多業態融合很難一蹴而就
兩個不同的業態，不能簡單以回避矛盾為導向，通過聯營捏合，而應該充分考慮到資金、人才、技術三大要素如何實現有效融合。資金方面，作為兩個獨立的項目，應有獨立的收益評價和可行性分析，而通過項目打捆一方面需考慮能否解決后評估、項目考核和國企審計等問題，另一方面還需考慮運營期盈利項目與虧損項目的資金流向能否解決項目現金流問題。人才方面，不同業態下的人才融合和培養，也需要企業層面做好統籌規劃和布局，不同領域的人才與行業的錯配可能導致效率低下甚至重大事故。技術方面，不同業態下的技術標準天差地別，技術管理模式也大相徑庭，簡單的打捆處理容易引起不可預想的管理混亂。只有系統性地解決上述問題，才能真正實現融合。
由此可見，多業態融合無法一蹴而就，強行捆綁只會變成“拉郎配”。特別是行業整合與治理、政策規則的設計十分考驗頂層設計能力，需要方法論的支撐，不能一味以結果為導向。如果硬性要將傳統煤電和新能源形成聯營模式，建議要從政策上形成長期穩定導向，通過政策的延續性，給企業充分的時間實現戰略調整、技術革新和員工培養。
政策設計需兼顧系統性、前瞻性與穩定性
無論是通過政府行政手段調節還是市場競爭配置，政策的引導無疑對行業發展具有重要影響，筆者從系統性、前瞻性、穩定性等角度提出幾點建議。
統籌短期實際與長期需要，推動煤電靈活性改造。煤電的靈活調節價值被不斷揭示，但在實際工作中煤電的靈活性改造仍存在政策尚不明朗、企業難下決心、商業模式不夠成熟等問題。為改變這一現狀，需要對進行靈活性改造的企業予以合理補償來引導投資。短期看，可以借鑒貴州等地的做法，從新能源建設指標入手，如合理設置新能源競爭配置方案，對進行靈活性改造的煤電企業進行加分傾斜；長期看，需要運用電力市場或政策工具，在提高靈活性電源的輔助服務收入的同時推動系統輔助服務費用真正實現“誰收益、誰承擔”，避免簡單地演變為由新能源向煤電支付輔助服務費用的零和游戲。
建立長效機制，穩定分布式發電的市場公信力。發展分布式發電是未來構建新型電力系統、實現“雙碳”目標的重要手段。但分布式光伏的發展仍存在諸多政策層面與技術層面的制約因素。近期，河北、山東等省份對峰平谷時段進行了調整，將光伏發電的主要時段設置成谷段，這對區域增量分布式光伏投資信心造成了重大打擊，同時也對存量分布式光伏項目的收益造成了顛覆性影響。據測算，山東省將夏季之外的白天10~15時調整成谷段及深谷段，這將造成分布式光伏電價下降約1/3。如何兼顧新能源發展對電力系統的動態影響和對產業投資的明確引導，需要建立有針對性的長效機制。
建立煤電兩部制電價，引領煤電行業健康發展。隨著新型電力系統建設推進，煤電企業的定位發生了轉變。當前煤電是生產電力電量的絕對主體，而煤電企業的主要收入來源是電能量市場；按照設想后續煤電的發電利用小時數將逐步走低，煤電功能逐步由基礎保障電源轉變為基荷與調峰并重，機組電能量收入將明顯減少，因此應建立與此相適應的電價機制以保障發電容量充裕性。設置煤電容量電價與電量電價的兩部制電價，合理體現煤電的容量價值，是引導電力行業長期發展的重要保障。同時，有必要深入研究兩部制電價的形成機制，如將容量電價與煤耗和調峰能力掛鉤，容量電價與實際保供發電小時數相掛鉤，確保享受容量電價的機組在電力系統需要時“來之即戰、戰之能勝”。
