中国能源研究会理事 中国华电集团副总会

“十四五”是我国落实“双碳”目标的关键期、窗口期。二十大报告要求“协同推进降碳、减污、扩绿、增长”“加快规划建设新型能源体系”。那么，“双碳”目标对我国电力行业会产生什么影响？在新型电力系统以及能源保供、清洁转型、经济发展中，各类电源如何找准新定位，实现新发展？

新能源的战略定位：

“劲旅”

新能源是实现“双碳”目标的“劲旅”、能源保供的“有生力量”、构建新型电力系统的“主体能源”，也是促进电力行业迭代升级的“基本途径”、引领我国经济增长的“新引擎”。

在“双碳”目标下，由于新能源不同于高碳的化石能源，具有时代性、低碳性、经济性、成长性、引领性，新能源发展机遇大于挑战，在清洁转型、能源安全、经济发展中具有极其重要的战略地位。在新型电力系统构建中被赋予了“主体能源”地位，也制定上宏大的发展目标。如果说应对气候变化、能源清洁转型、实现“双碳”目标，能源是主战场（80%），电力是主力军（40%），那么新能源就是“劲旅”。

而且，新能源替代传统能源是能源发展的基本规律，能源绿色低碳转型是全球的普遍共识和一致行动，新能源是促进电力行业迭代升级的“基本途径”，也将成为保障我国能源安全的“有生力量”。特别是二十大报告“跳出能源看能源”，在党中央、国务院对新能源既有定位的基础上，站在国民经济发展的高度，赋予新能源一个新使命：作为战略性新兴产业引领我国经济增长的“新引擎”。

十多年来，我国新能源出现了跃升发展、领先世界。我国风电装机占到全球的40%，光伏装机占到全球的36%，风光电新增装机容量每年大概占全球的一半。“双碳”目标确立后，我国新能源发展又掀起新高潮，呈现出良好的发展前景。2021年，新能源装机容量达6.4亿千瓦，年发电量首次突破1万亿千瓦时，基本上相当于全国的居民用电量。2022年，新能源装机容量突破7亿千瓦，达7.6亿千瓦，约占全国装机比重30%。

同时，我国新能源发展也存在自身局限、竞争压力及市场风险，具体表现为：新能源存在靠天吃饭、随机波动，有效容量低，影响电力系统安全稳定运行以及极端天气下能源保供问题；“白热化”市场竞争带来了资源争夺战、设备组件涨价、用地用海限制、电网接入送出滞后、地方要求配套产业等发展压力；新能源一律平价上网，参与电力市场交易面临价格踩踏、曲线波动、偏差考核“三大风险”。一言以蔽之，新能源在拥有巨大机遇与发展空间的同时，其面临的风险、系统成本也在增加。

今后，我们必须保持能源清洁转型的战略定力，不能因为全球能源短缺、国内局部地区拉闸限电而产生动摇，通过技术进步、管理创新、转型发展，以“新能源+煤电”“新能源+储能、氢能”耦合发展为方向，以沙戈荒大基地开发为重中之重，实现新能源大规模、高比例、高质量、市场化发展，积极构建以新能源为主体的新型电力系统。

同时，政府部门要进一步优化新能源参与电力市场交易有关机制与规则，保持政策的稳定性，落实量价保障机制。规范新能源行业秩序、深化全产业链合作、稳定产业供需，监管新能源上游原材料及组件价格异动。各地要改善新能源开发的营商环境 ，降低非技术成本，支持新能源发展跑出“加速度”。

燃煤发电的战略定位：

“压舱石”

煤电是开启能源清洁转型的“大本营”，是近中期（2021-2035）能源保供的“顶梁柱”“压舱石”，在构建新型电力系统中将发挥“主要调节电源”“应急备用电源”“关键支撑力量”的作用，在实现“双碳”目标中也是减污降碳的主要载体。

二十大报告要求“重点控制化石能源消费”。燃煤发电属于高碳化石能源，挑战大于机遇，但我国能源资源禀赋以及先立后破的原则，仍然决定了燃煤发电在清洁转型、能源保供中具有重要的支撑地位。

燃煤发电一直以来是我国的“主体电源”。2021年，装机占比47%的煤电，提供了全国六成的发电量；2022年，煤电装机约为11.23亿千瓦，占比下降到43.8%，仍提供了全国58.4%的发电量。同时，煤电还支撑了超七成的电网高峰负荷，承担了超八成的供热任务，也是煤炭企业、铁路货运的大客户。

当然，随着能源清洁转型速度的加快，煤电会逐步转向近中期（2021-2035）“基础保障性和系统调节性电源并重”，再到远期（2035-2060）“系统调节性电源”,为保障电力安全供应兜底，为全额消纳清洁能源服务。

进入“十四五”，煤电在困难重重中迎来转机。

一方面，由于俄乌冲突、国际能源危机、进口煤减少，国内煤炭供应短缺，煤价持续高位，再加电价传导受限，煤电企业亏损严重，缺乏投融资功能，出现了“生存难、改造难、发展难、保供难、转型难”。具体表现为：入不敷出，负债率高企；能源保供压力不减；安全生产隐患增加；升级改造任务艰巨；未来发展前景堪忧。

2021年入炉标煤单价涨幅超60%，煤电比价关系严重扭曲，全国煤电企业亏损面达80%以上，亏损额超过3000亿元。其中：五大集团入炉综合标煤单价高达961元/吨,造成煤电发电供热亏损1360亿元。2022年，由于落实电煤中长期合同“三个100%”及电价疏导20%的政策，全国煤电企业有所减亏。其中：五大集团入炉综合标煤单价涨至1095元/吨,煤电发电供热亏损784亿元，同比减亏576亿元，但亏损面仍超60%。

另一方面，我国近两年出现缺煤（水）限电后，各方重新评估煤电的地位与价值，国家有关部门调增了煤电发展目标，煤电政策导向比“十三五”有所改善，煤电出现新的转机。

因此，一方面，我们要吸取欧盟能源清洁转型过早去煤、去核、退出煤电、高度依赖国外以及我国运动式减碳的经验教训，传统能源逐步退出要建立在新能源安全可靠的替代基础上，建立“多能互补、多元保障”能源产供储销体系，将能源的饭碗牢牢端在自己手里。

另一方面，在能源保供、清洁转型、经济发展等多重目标下，我们必须从企业主体、技术创新、转型发展、市场机制、国家政策等方面共同发力，有针对性地解决目前煤电亏损引发的“生存难、改造难、发展难、保供难、转型难”问题，以提升电力容量、灵活调节、清洁低碳等多维价值，对冲电能源量价值下降的风险，保证煤电可持续发展能力，增强能源保供的安全性，支撑新型电力系统建设。

具体讲，煤电企业要根据新的战略定位，摒弃传统的扩规模、铺摊子、粗放式的发展模式，以“清洁、高效、灵活、托底”为方向，走“煤电+”及“严建、改造、延寿、减发、退出”的清洁低碳转型之路。

目前，煤电企业要重点实施“三改联动”“两个联营”，更需要提高煤电基准价、强化“三价联动”、建立沙戈荒大基地煤电配套机组容量补偿机制，完善能涨能跌电力市场交易机制，促进煤电尽快走出谷底，按期完成“三个8000万”的近期发展目标以及国家调增的“十四五”规划目标。否则，将会危及国家能源安全，严重影响经济社会稳定大局以及电力行业的可持续发展。