編者按：當前世界范圍內能源轉型加速，國家電網公司也提出建設具有中國特色國際領先的能源互聯網企業的戰略目標。建設能源互聯網是承接國家能源安全新戰略，推動電網和發展高質量發展的關鍵。在新時代和新戰略下，對能源互聯網的認識也需要不斷深化。國網能源院能源互聯網研究所聚焦于能源互聯網基礎理論、綜合能源系統規劃優化與市場機制、能源電力轉型發展、能源互聯網新技術新元素、城市智慧能源系統等領域開展了深入研究。本專欄圍繞能源互聯網關鍵問題，從理論研究、模型方法和經驗實踐等方面展開，結合相關成果和研究思考與讀者進行交流分享。

文章導讀：煤電是我國的主力電源，長期以來對支撐電力安全可靠供應做出了巨大貢獻。近年來，煤炭生產與消費對生態環境造成的負面影響受到社會各界的廣泛關注。我國的資源稟賦條件決定了煤炭在能源和電力結構中的重要地位在相當長時期內不會改變，但煤炭消費減量化應成為我國中長期能源發展中的重要趨勢。同時，我國煤電產能擴張與利用水平偏低長期并存，防范化解煤電產能過剩風險成為深化供給側結構性改革的重要著力點。本文結合我國中長期能源電力發展展望研究，對未來我國煤電的總量演化、布局調整、功能轉變等發展方向進行了研判，對推進我國煤電高質量發展提出了政策建議。

一、總量演化趨勢

隨著能源清潔低碳化轉型要求日益迫切，我國未來煤電裝機規�？偭亢徒巧�定位成為能源電力發展的焦點問題。與此同時，我國“富煤、貧油、少氣”的資源稟賦特征決定了煤炭在我國能源供應中的基礎地位，并且集中發電是一種相對清潔的煤炭利用方式，因此我國控減煤電的程度和速度不宜盲目效仿其他國家。

當前我國電力需求增長超出預期，加之電氣化進程深入推進，需要持續滾動修正電力需求預測，在此基礎上科學確定煤電合理裝機規模。根據我國電力系統整體規劃模型測算結果，我國煤電裝機容量還將保持10年左右的小幅增長，于2030年前后達峰，峰值約為13億千瓦左右。2040年，煤電容量逐步下降至約10億千瓦左右；2050年，下降至約7-8億千瓦左右。

二、布局調整趨勢

從區域布局來看，華東地區與華北地區是中長期煤電減量化潛力最大的區域，2050年裝機容量相對于當前水平都將下降1億千瓦左右。東北地區、華中地區、西南地區、南方地區煤電減量化潛力適中。西北地區煤電達峰時間最晚，將持續增長至2035年前后，達到近3.5億千瓦，2050年裝機規模仍高于當前水平。我國仍需在西北資源富集區建設一批技術先進的煤電機組。第一，從經濟性角度，在西北地區建設煤電機組有助于發揮大基地集中開發利用資源的低成本優勢，依托大電網在全國范圍內優化配置資源。第二，從環境承載力角度，東中部地區煤電密度高、環境污染問題嚴重、控減煤電壓力較大，考慮到我國仍然需要一定煤電增量，在環境承載能力相對較強的西部北部地區布局煤電機組是合理選擇。第三，從系統安全角度，西北地區是我國優質的風電和太陽能發電資源區，大規模新能源裝機并網消納對電網安全形成一定挑戰，需要常規發電機組與之配合，支撐新能源高效消納利用。

從在電源結構中的份額來看，未來我國煤電裝機容量占比呈持續下降趨勢，2050年全國煤電裝機占比下降至15%左右。除西南地區電源結構特殊外，其余地區煤電裝機普遍下降至當地電源結構的約10%-20%區間。

三、功能轉變分析

煤電將逐步由電量供應主體向電力供應主體轉變。在系統規劃階段的電力平衡中，由于新能源發電出力的不確定性與反調峰特性，其置信水平非常有限。風電機組在電力平衡中的置信度通常為5%-20%；光伏發電機組由于在夜間沒有出力，對晚高峰電力平衡貢獻為0，因此對于最大負荷出現在夜間或者最大負荷出現在午間但晚高峰與午高峰相差不大的情況無法計入電力平衡。因此在高比例新能源電力系統中，煤電的電力保障供應作用顯得較為重要，到2050年煤電仍將是電力平衡的最大貢獻者，貢獻度超過四分之一。在電量供應方面，煤電需盡可能為清潔能源騰出空間，僅部分高參數大容量煤電機組和熱電聯產機組仍將發揮其高效供應電量的作用。2035年，我國煤電機組平均利用小時將降至約3000-3500小時；2050年，將進一步降至約2500-3000小時。

煤電機組將更多參與系統調峰運行。在新型儲能逐步推廣應用的同時，煤電將長期是我國最經濟可靠的電力調節資源。一方面，我國有大量煤電存量機組，如能通過靈活性改造挖掘20%-30%的調節潛力，則可釋放出巨大的調峰容量。另一方面，相對于建設調節電源、抽蓄、儲能等，煤電靈活性改造是成本最低的系統靈活性提升方式。但并非所有煤電機組都適合深度調峰運行，例如近年來我國建設的一批超超臨界機組，降出力運行會明顯影響其運行效率。因此對不同煤電機組應采取差異化策略，著重挖掘容量參數偏低的煤電機組調峰潛力。

基于生產模擬結果來看，煤電將長期在我國電力系統中發揮關鍵作用，在電力平衡和系統調峰中占據重要位置，我國未來始終需要保持一定規模的煤電機組參與電力系統調度運行。出力規模方面，以2035年夏季最大負荷周和冬季最大負荷周為例，煤電出力分別大致在8億-12億千瓦、6億-11億千瓦左右；2050年夏季最大負荷周和冬季最大負荷周，煤電出力均大致處于4億-7億千瓦區間，煤電的可靠穩定出力對于系統電力平衡起到不可替代的作用。出力位置方面，煤電將長期處于基荷和腰荷位置，2050年系統仍需部分高參數大容量煤電機組承擔基荷，同時部分機組將在腰荷發揮調峰作用。在午間新能源大發階段，煤電機組大幅壓減出力為新能源創造消納空間；在下午光伏出力逐漸減小到晚高峰時段（即“鴨子曲線”的“脖子”部分），煤電將作為最主要的靈活調節資源根據系統需要提高出力，保障高比例新能源電力系統安全穩定運行。

四、政策建議

防范化解煤電產能過剩風險，應充分利用當前我國供給側改革、電力體制改革和國有企業改革等有利因素，近期以控制新增產能和淘汰落后產能為抓手，遠期以完善市場建設為目標，系統推進我國煤電產能疏解工作，保障煤電行業平穩健康發展。

一是有效控制新增產能，促進煤電布局西移。持續研究我國煤電合理裝機容量，有效把控新增產能規模與布局，加強不同電源之間、電源與電網之間的統籌協調規劃。通過滾動修訂電力發展規劃、指導監督省級電力規劃等手段，建立約束機制，合理控制新增煤電項目，謹慎審批自備電廠，有序發展熱電聯產。尤其是在環境污染問題較為嚴重的東中部地區，應從嚴控制煤電發展規模。在西部地區，可根據實際情況科學推進大型煤電基地開發，實施煤電一體化發展，促進我國煤電布局向西部轉移。

二是有序淘汰落后產能。綜合考慮技術水平、資源稟賦、地理區位、能源供需、環境保護等方面因素，建立落后產能負面清單，主要針對中小規模、高能耗、高污染的煤電企業有序化解現有過剩產能，優先淘汰煤電機組密度高、空氣污染嚴重的東部地區產能。鑒于我國近年來投入大規模資金建設的高參數大容量機組調峰運行會造成效率降低、排放增加，去產能時宜適度保留部分60萬、30萬千瓦的亞臨界機組，充分挖掘其調峰與備用價值。

三是建立有利于煤電產業健康發展的體制機制。長期來看，需建立健全煤電企業的市場化運營機制，結合電力市場改革、混合所有制改革、市場準入制度改革等方面政策，不斷提高煤電領域的市場化和開放水平。加快建立輔助服務市場，完善輔助服務市場規則，以經濟激勵引導煤電完成角色轉變。鼓勵煤電企業間的縱向兼并重組，增強企業抗風險能力。