新型电力系统中 各类电源的新定位与新发展

在构建新型电力系统中，新能源、煤电、气电等各种电源形式需要重新定位。

来源：微信公众号“能源新媒”

作者：陈宗法  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、铁路货运的最大客户。

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。

燃气发电扮演的角色：

“过渡能源”

气电是高碳能源转向低碳能源的“过渡能源”和“中间地带”。既是北方区域冬季取暖以及东南沿海地区发展多能联供、替代传统煤电的“清洁选项”，也是构建新型电力系统的“灵活调节电源”，还是多场景参与多能互补、源网荷储高度融合的智慧能源系统的“重要伙伴”。

“十四五”，我国气电挑战与机遇并存。俄乌冲突下，目前全球天然气价格暴涨，我国对外依存度不减，“有气用、用得起”的问题仍没有完全解决，造成气电边际贡献下降、由盈转亏，2021年五大集团气电板块盈利20.2亿元，2022年整体亏损9.7亿元；全面竞价时代下，气电成本高、经济性差、成长性不强，依靠财政补贴、两部制电价，或转让发电合约生存，难以与其他电源同台竞争；“双碳”目标硬约束下，清洁气电近期影响不大，但中远期将面临“降碳”改造、被低碳能源替代的风险，而且新型电力系统已明确“以新能源为主体”，原定培育为“主体能源之一”的前景渺茫。

但是气电仍有发展空间，迎来“三大机遇”。高比例新能源的接入与电网调节能力严重不足的矛盾日益突出，气电作为灵活调节电源将发挥重要作用；“双碳”目标倒逼我国构建新型能源体系，倡导绿色低碳生活，气电作为清洁能源将发挥替代传统煤电作用；中长期我国天然气供应保障能力将有所改善，加快调峰设施建设、推进管网互联互通，而且天然气产量有望快速增长，进口LNG接收能力将大幅提升，俄气东移转供中国会明显增加。“十四五”，国家规划气电到2025年达到1.5亿千瓦，约占发电总装机的5%。2021年，新增装机921万千瓦，增长9.24%；累计装机10894万千瓦，占比4.6%。预计以后年度气电将延续“不温不火”的发展特点。

今后气电发展，一是要找准定位，重点在清洁热源、灵活调节电源、多能联供等领域发挥作用。

二是优化运行存量气电，提高度电价值。通过科技进步，适时加载CCUS技术，促进节能减排，参与碳资产交易；实施专项改造，实现冷热电气水多能联供；开展市场营销，发挥启停快、运行灵活，能够平抑新能源与负荷波动的优势，积极参与电网调峰、现货交易，增发峰段效益电，弥补利用小时不足；统一采购燃机设备，集中存储备品备件，消化吸收核心技术，开展优化运行、自主检修，提高热电比和综合能源效率，降低运行成本。

三是精准布局新项目、创新发展方式。重点发展调峰调频电站、多能联供高效机组，以及“风光气（储）一体化”项目；积极探索建设使用混合氢和天然气的大型燃气轮机发电站；加强与油气生产、设备制造企业合作，努力打造“油气开发、设计咨询、技术研发、装备制造、工程总包、生产运营、维修服务”一体化燃机发电产业链、供应链；因地制宜，轻重并举，发展重型燃机与分布式轻型燃机相结合，实现优势互补。

在目前市场化改革过渡期、能源清洁转型期、油气对外依存期，仍要保持对气电的政策支持，如气电联动、财政补贴、两部制电价、辅助服务补偿、发电权转让、视同储能容量、配置风光电资源等，避免亏损加剧，再次出现完不成国家五年规划目标的现象。

储能和氢能的战略定位：

“两翼”

储能包括抽水蓄能、新型储能，被认为是能源革命的“刚需”；氢能包括绿氢、蓝氢、灰氢，绿氢发展方兴未艾，被欧美称为“21世纪终极能源”。“两能”既是电力行业应运而生的“新业态”、参与电力市场竞争的“新主体”，也是建设能源产供储销体系的“重要一环”，更是构建新型电力系统不可或缺的“两翼”。

进入“十四五”，新能源大发展，推进新型电力系统建设，国家能源电力发展规划与储能、氢能专项规划以及利好政策的密集出台，“两能”迎来了全新的发展机遇，呈现出规模化、产业化、市场化快速发展态势。

《“十四五”现代能源体系规划》要求，加快新型储能技术规模化应用，推动电力系统向适应大规模高比例新能源方向演进。到2025年，要求灵活调节电源占比达到24%。《“十四五”电力发展规划》进一步细化要求，到2025年新增系统调节能力2亿千瓦以上。其中：抽水蓄能装机达到6200万千瓦以上、在建达到6000万千瓦左右；新型储能装机达到3000万千瓦以上。《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》规划了抽水蓄能更长远的目标，到2030年，投产总规模1.2亿千瓦左右；到2035年形成满足新能源大规模高比例发展需求的抽水蓄能现代化产业。同样，我国首次推出了《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》，到2025年，氢燃料电池车辆保有量达到5万量，可再生能源制氢量达到10-20万吨。

此外，国家发改委、能源局相继发布促进“两能”发展的一系列配套文件，产业政策渐成体系，包括明确“两能”独立市场主体地位，允许其参与电力市场交易，特别要求新能源配置一定比例储能（氢能）、出台分时电价政策、拉大峰谷电价差、推行尖峰电价，明确抽水蓄能两部制电价、健全新型储能价格机制、鼓励发展绿电制氢等，旨在通过规划引导、政策支持，鼓励“两能”加快发展、多元发展。

目前，在政策、市场、技术、需求等多要素的推动下，社会资本广泛参与，“两能”项目遍地开花，应用场景越来越多，我国“新能源+储能”、共储储能、氢燃料电池、可再生能源制氢、多能互补、源网荷储一体化发展方兴未艾，而且商业模式日渐清晰，“经济账”越来越算得过来。

2021年，成为我国储能产业从商业化初期向规模化发展转变的元年。新增储能首次突破千万千瓦，达到1050万千瓦。其中，抽水蓄能新增800万千瓦，增长437%；电化学储能、蓄热/蓄冷储能、压缩空气和飞轮储能等新型储能新增240万千瓦，增长54%。2022年继续保持高速增长态势。据不完全统计，到2022年底，已投运储能累计装机5940万千瓦，同比增长37%。其中，抽水蓄能4610万千瓦；新型储能1270万千瓦，同比增长1倍。

同样，我国是世界第一产氢大国，2021年氢气产能约4000万吨/年，产量达3300万吨，累计建成加氢站250多座，运营氢燃料电池车辆6000多辆，氢燃料电池装机17.29万千瓦。

但是，我们也要意识到“两能”的发展仍处于初级阶段，还有很大的成长空间。安全性是首要关注的重点，北京发生“4.16”储能电站安全事故就是警醒。如何降低“两能”系统成本仍是业内的普遍诉求。

目前，我国可再生能源制氢规模很小，一个主要障碍是其成本远高于化石燃料制氢成本，亟需从氢能制备、储运、加注、燃料电池、氢储能系统等环节，突破“卡脖子”技术。而且，储能与新能源发电占比低于全球平均水平，容易引起电力供需失衡问题。

受上游原材料价格上涨影响，储能电池系统成本上涨，需要进一步技术创新，完善储能生产制造产业链，制定储能在新型电力系统各环节布局与容量配置的整体规划，建立共享储能统一监管平台，科学评估储能配置规模和储能服务价值。尽管储能商业模式日渐增多，如赚取现货市场发电侧峰谷价差、收取新能源租赁费和容量电费，但盈利不稳定、风险高，需要政府免缴输配电价和基金附加、完善分时电价机制、鼓励技术创新。

针对上述问题及“两能”的未来发展，我们要重点在制定战略规划、加速技术创新、鼓励项目投资、推进商业化运行、构建配套的认证、标准和监管体系上持续发力。

目前，要统筹规划配置各地储能规模和比例，优化储能布局水平，有序引导独立储能/共享储能建设节奏，避免资源浪费；积极推动新型储能技术研发、设备制造、系统集成设计、项目建设及智能运维等业务，提升储能安全性、先进性。特别要在发电侧布局一批配置储能的系统友好型新能源项目与跨区输送的大型清洁能源基地，在电网侧围绕关键节点、末端及偏远地区、重要负荷用户需求合理布局储能，在用户侧围绕终端用户、探索储能融合发展。

同时，要积极研发氢能全产业链发展技术和商业模式，要加快绿电制氢项目建设，开展可再生能源电解水制氢、氢燃料电池综合能源供应服务、二氧化碳捕集与氢能综合利用、深远海海上风电制氢、燃气轮机掺氢燃烧等，并在氢能布局、制度体系、政策激励方面对示范项目予以适度倾斜，提升投资积极性，使各产业链有效联动，形成创新合力。

水电和核电等清洁电源的战略定位：

“不可或缺的重要成员”

水电和核电等清洁电源的战略定位：“不可或缺的重要成员”。水电、核电、生物质能、海洋能、地热能等不仅是能源绿色低碳家族、建设能源强国的“重要成员”，也是实现多能互补、源网荷储高度融合不可或缺的“重要成员”，将获得新的发展机遇。二十大报告要求统筹水电开发和生态保护，积极安全有序发展核电。

清洁低碳技术的战略定位：

“能源清洁转型的驱动力”

清洁低碳技术的战略定位：“能源清洁转型的驱动力”。热电联产、清洁供暖、超低排放、节能提效、CCUS等减污降碳技术，新能源发电技术、多能联供技术、源网荷储协同技术、新型电力系统技术，以及综合能源服务技术，是能源清洁转型、提高各类电源经济性与成长性、构建新型电力系统的“驱动力”，也将迎来重大商机。

总之，在“双碳”目标下，随着我国新能源的跃升发展，传统电力系统的安全稳定运行以及能源保供将受到越来越大的影响，亟需构建清洁低碳、安全可控、灵活高效、智能友好、开放互动的新型电力系统。目前，新型电力系统建设尚处于探索起步阶段，犹如一架刚刚起飞、尚不能平稳飞行的特大型飞机，需要各类电源协调配合、保驾护航。

因此，在构建新型电力系统与实现“双碳”目标的过程中，新能源是“劲旅”，煤电是“压舱石”，储能、氢能是“两翼”，清洁低碳技术是“驱动力”，燃气发电是“过渡能源”，水电、核电等清洁电源是“不可或缺的重要成员”。

同时，各类电源不同的功能定位，在新型电力系统中也体现出差异化趋势，其电力商品价值除了拥有共性的电能量价值外，可以细分为电力容量价值、灵活调节价值和绿色低碳价值，建议国家进一步健全电力市场、绿电绿证市场及碳市场交易机制，促进各类电源协调发展，实现能源保供、清洁转型、经济发展等多重目标的有机统一。