一、煤電高質(zhì)量發(fā)展的形勢與要求

    受多重因素影響，＂十三五＂期間電力需求增速回暖，從2015年的0.96%觸底反彈到2018年的8.5%，遠超預(yù)期。據(jù)國家電網(wǎng)公司數(shù)據(jù)統(tǒng)計，2018年溫度異常、電能替代和環(huán)保治理分別拉動電力需求增長1.2%、2.4%和0.5%，而經(jīng)濟增長則貢獻了剩余的4.4%?？梢钥闯?，經(jīng)濟因素始終是影響電力需求的關(guān)鍵，推高2018年電力消費高增速的主要是偶發(fā)因素(溫度異常)疊加短期政策效應(yīng)的集中釋放(環(huán)保、電能替代)，不具有代表性和可持續(xù)性。中國的電力需求與經(jīng)濟增長依然關(guān)系緊密，盡管全社會用電量增速與GDP增速一升一降，但并不意味著電力與經(jīng)濟脫鉤，未來電力消費增速勢必要回落，原因在于：一是推高電量消費的政策或者偶發(fā)因素多是短期影響因素，從長期來看對拉升電力需求作用不大;二是中國電力消費增速呈現(xiàn)波動性變化，電力消費彈性系數(shù)很難超過2004年1.5的峰值，在經(jīng)濟下行壓力下，電力消費增速難以再現(xiàn)2018年的高增速;三是從發(fā)達國家電力消費增長規(guī)律來看，人均GDP達到1萬美元、人均用電量達到5000千瓦時的階段后，人均用電量增長趨勢放緩，即使中國電氣化率要高于同發(fā)展階段的國家，但是沒有理由判定這種非均衡狀態(tài)會一直持續(xù)下去，且在經(jīng)濟下行壓力疊加2018年用電需求高基數(shù)的前提下，未來電力需求增速勢必減緩。從絕對增量來看，五年期內(nèi)＂萬億千瓦時＂的增長量級仍將持續(xù)下去，預(yù)計2035年后，全社會電力需求將進入平臺期。

    2016年起，煤電產(chǎn)能過剩問題凸顯，國家發(fā)展改革委、國家能源局下發(fā)多份文件調(diào)控煤電建設(shè)規(guī)模，要求＂十三五＂煤電裝機力爭控制在11億千瓦以內(nèi)。然而，2017年底以來電力需求出現(xiàn)了回暖，2018全年電力需求超預(yù)期增長，尤其是溫度異常帶來的超短期夏季尖峰負荷的出現(xiàn)(2018年夏季山東、江蘇、江西、陜西等省區(qū)共出現(xiàn)了約1500萬千瓦的尖峰負荷缺口)，使得我國電源結(jié)構(gòu)不合理及區(qū)域布局不合理矛盾更加凸顯。決策層面對煤電的政策導(dǎo)向隨之發(fā)生微妙變化，政策導(dǎo)向從2016年以來的＂嚴控煤電產(chǎn)能過剩＂變?yōu)椋⒀a齊能源基礎(chǔ)設(shè)施短板，有效化解電力、煤炭區(qū)域性時段性供需矛盾＂。2018年底以來，引導(dǎo)煤電高質(zhì)量發(fā)展成為主基調(diào)。

    煤電高質(zhì)量發(fā)展的首要任務(wù)是要保障近期(＂十四五＂)和中長期(2030～2050年)的電力需求和供應(yīng)安全，同時也要為能源生產(chǎn)和消費革命/生態(tài)文明要求下的中長期電力轉(zhuǎn)型和可再生能源高比例發(fā)展留足空間，并在電力市場環(huán)境下結(jié)合自身競爭優(yōu)勢找準功能定位和盈利點。就滿足電力需求與能源生產(chǎn)和消費革命的雙重要求而言，要破解氣候變化背景下的煤電高質(zhì)量發(fā)展課題，需要客觀把握電力需求的近期動態(tài)與中長期趨勢，并對能源生產(chǎn)和消費革命要求下的電力低碳目標與轉(zhuǎn)型路徑進行系統(tǒng)全面判斷，這一方面決定了煤電的發(fā)展空間上限，另一方面也在可再生能源高比例發(fā)展場景下對煤電功能定位提出了新的要求。

    二、對＂十四五＂電力規(guī)劃的若干思考

    1.全社會用電量增速呈現(xiàn)波動性變化，判斷2018年為本次電力需求增速的峰值，在2018年全社會用電量大基數(shù)的前提下，未來電力需求增速將有所下降。電力供應(yīng)能力充足，各類電源利用率有所提高;全社會用電量增速呈現(xiàn)周期性變化，人均用電量上漲空間較大。電能替代和電氣化率提高短期內(nèi)會拉高用電需求，但不過是把未來終端消費要轉(zhuǎn)為用電的部分能源需求提前釋放或?qū)崿F(xiàn)了，因此從長期來看對拉升電力需求作用不大。綜合考慮能效技術(shù)進步和電氣化水平提高因素及對比主要國家電力消費增長規(guī)律，我國電力經(jīng)濟發(fā)展軌跡與韓國相似，＂十四五＂期間電力需求年均增速在3%～4%之間，2025年全社會用電量8.5～8.8萬億千瓦時、人均用電量6000～6200千瓦時/人;2020～2035年電力需求年均增速為2.4%～2.8%。我國行業(yè)發(fā)展進入＂主動去庫存＂階段的概率較大，工業(yè)企業(yè)將大幅減少生產(chǎn)規(guī)模，導(dǎo)致工業(yè)電力需求增速下滑風險增大。未來我國實現(xiàn)新舊動能轉(zhuǎn)換，新興制造行業(yè)、三產(chǎn)和居民在全社會用電量中將占據(jù)主要地位，電力需求尚有增長空間，預(yù)計＂十四五＂期間黑色、有色和非金屬礦物制品業(yè)年均用電增速為1%、1.5%和2%。

    2.＂十四五＂期間，陸上風電、光伏電站將全面實現(xiàn)平價上網(wǎng)，分布式光伏和分散式風電也可在除居民的所有場景下實現(xiàn)售電側(cè)平價;海上風電也有望在近中期實現(xiàn)平價上網(wǎng)?？稍偕茉创蠓秶隽刻娲?yīng)和區(qū)域性存量替代效應(yīng)增強，預(yù)計可再生能源可提供的新增電量相當于2.7億千瓦煤電機組的發(fā)電量(2025年較2018年)，可以節(jié)約3.9億噸標準煤。

    3.基于不同的發(fā)展目標，模擬了三種發(fā)展路徑：常規(guī)發(fā)展情景(BAU)下＂十四五＂期間煤電仍然作為主力電源保障電力供應(yīng)，且新疆、甘肅、寧夏、陜西等地將繼續(xù)新建一批煤電項目，2025年非化石能源發(fā)電量占比達到40%;新政策發(fā)展情景(NPS)依托＂電改9號文＂和＂能源生產(chǎn)和消費革命戰(zhàn)略＂設(shè)計，該情景下＂十四五＂期間將引入現(xiàn)貨市場、推動跨省區(qū)電力交易，不再新核準建設(shè)煤電項目，只續(xù)建＂十三五＂期間停緩建的項目，2025年非化石能源發(fā)電量占比達到42%，2030年非化石能源發(fā)電量占比達50%，即能源生產(chǎn)革命要求的目標;低碳發(fā)展情景(LCS)下，能源相關(guān)部門強化了對于履行《巴黎協(xié)定》低于2℃氣候變化目標的行動，該情景下＂十四五＂期間進一步壓縮煤炭消費，不再建設(shè)煤電項目，進一步優(yōu)化跨省區(qū)電力調(diào)度，大力強化能源效率，2025年非化石能源發(fā)電量占比達44%，2030年非化石能源發(fā)電占比有望超過54%。在滿足＂十四五＂期間電力需求、各類型資源可開發(fā)潛力、可再生能源發(fā)電競爭力、可調(diào)動的需求響應(yīng)規(guī)模、系統(tǒng)靈活性及非化石能源發(fā)展目標等約束下，采用規(guī)劃模型測算三種電力發(fā)展情景中2025年全國電源裝機規(guī)模分別為27.18億千瓦、27.61億千瓦、27.64億千瓦，非化石能源發(fā)電裝機比重分別為50.3%、52.6%和55.1%，發(fā)電量比重分別為39.6%、41.7%和43.7%。只有BAU情景中煤電在＂十四五＂期間仍然對電量的增長有少量的貢獻，但其規(guī)模過高、年利用小數(shù)較低，運行效率非常不經(jīng)濟;NPS和LCS情景相較BAU情景更加清潔、經(jīng)濟及高效，不可調(diào)度的電源(主要為太陽能光伏發(fā)電和風電)占比分別達到31%和32.4%，這對電力系統(tǒng)而言具有一定的挑戰(zhàn)性，但從丹麥、德國、瑞典等可再生能源發(fā)電占比較高的國家電力系統(tǒng)運行情況看，其風險總體可控。

    4.在2018年全國煤電裝機容量(10.08億千瓦)基礎(chǔ)上，梳理預(yù)計新增(10435萬千瓦)和退役(2758萬千瓦)機組情況，預(yù)計2020年煤電裝機規(guī)模10.8億千瓦，符合＂十三五＂電力規(guī)劃的目標要求。假設(shè)＂十四五＂期間繼續(xù)新增1億千瓦煤電裝機，正常退役3300萬千瓦，則2025年煤電裝機規(guī)模約為11.5億千瓦。這是不考慮政策干預(yù)和需求響應(yīng)削峰的基準結(jié)果，同時也是煤電年利用小時數(shù)保持在可接受區(qū)間(高于4000小時)的估算結(jié)果。在當前輸電線路通道能力約束下，考慮需求響應(yīng)削峰及系統(tǒng)可靠性，全國2025年煤電裝機合理規(guī)模應(yīng)保持在10.5～10.8億千瓦左右，若需求響應(yīng)削峰規(guī)模達不到預(yù)期目標(只形成最高用電負荷3%的需求響應(yīng)規(guī)模)，則煤電合理規(guī)模應(yīng)保持在10.7～11.1億千瓦左右。

    表1 區(qū)域性電網(wǎng)及全國電網(wǎng)煤電裝機合理規(guī)模

    具體來看，華北電網(wǎng)內(nèi)＂十四五＂期間煤電裝機合理規(guī)模最高，主要原因在于區(qū)域內(nèi)負荷增速較快、外送規(guī)模較大(主要是送華東地區(qū))以及蒙東、冀北的大量可再生能源并網(wǎng)后需相當規(guī)模的火電機組為其充當備用電源以保障電力安全。其次是西北電網(wǎng)和華東電網(wǎng)。西北電網(wǎng)內(nèi)合理規(guī)模較高的主要原因在于外送規(guī)模大(主要送東中部地區(qū))及煤炭資源豐富;華東電網(wǎng)內(nèi)較高的原因在于＂十三五＂和＂十四五＂期間在該區(qū)域內(nèi)投產(chǎn)的光伏和風電規(guī)模大，大量間隙性電源接入電網(wǎng)后會對系統(tǒng)的靈活性提出新的要求，大量的小容量火電機組需為其充當備用電源以保障調(diào)度安全。華中電網(wǎng)內(nèi)部各類資源較為均衡，同時也作為電力流主要受端之一，煤電裝機需求較低，只是因為近些年區(qū)域內(nèi)負荷增速較快，因此需要一定規(guī)模的煤電作為支撐。南方電網(wǎng)和西南電網(wǎng)區(qū)域內(nèi)擁有極其豐富的水電資源，因此可通過水電來替代大量煤電需求。此外，南方電網(wǎng)區(qū)域內(nèi)還有相當規(guī)模的核電機組，也可替代一定規(guī)模的煤電需求。東北電網(wǎng)內(nèi)由于負荷增速較慢，同時還有一定規(guī)模的可再生能源裝機，因此煤電需求最低。

    三、煤電定位與轉(zhuǎn)型路徑

    (一)煤電定位調(diào)整的總體思路

    ＂十四五＂煤電行業(yè)發(fā)展內(nèi)外交困，煤炭價格居高不下、環(huán)保投入、碳價帶來的成本壓力，加之電力市場化改革、規(guī)劃目標、風光平價、生態(tài)環(huán)境約束、區(qū)域發(fā)展政策等加劇了煤電企業(yè)經(jīng)營困境，迫使煤電行業(yè)必須做出巨大變革。近年來，電力發(fā)展問題集中表現(xiàn)為煤電產(chǎn)能區(qū)域性過剩、棄風棄光棄水問題嚴峻、跨區(qū)輸電＂省間壁壘＂僵局、區(qū)域性時段性負荷不足、風光超預(yù)期發(fā)展帶來的電力系統(tǒng)安全挑戰(zhàn)等，這些問題涉及多個方面，但破題的關(guān)鍵是煤電如何優(yōu)化發(fā)展。因為煤電作為主力電源，同時也是現(xiàn)有技術(shù)條件以及我國能源資源稟賦情況下最經(jīng)濟可靠的大型調(diào)峰、調(diào)頻、調(diào)壓的靈活電源，煤電的功能調(diào)整和重新定位是保障可再生能源消納、推進市場化改革、緩解煤電企業(yè)困境的最直接有效的措施。

    中長期內(nèi)，煤電在我國能源體系中依然占據(jù)重要地位。雖然煤電清潔高效發(fā)展取得了長足的進步，但依然存在短板，靈活性不足、低效機組拖累、落后機組減排效果不達標、自備電廠僵局等。全國不同地區(qū)發(fā)展基本面存在差異，煤電機組定位調(diào)整要切實根據(jù)不同地區(qū)的電力供需狀況和主要矛盾、煤電機組裝機規(guī)模預(yù)期、可再生能源發(fā)展與替代潛力、靈活性改造要求與電源結(jié)構(gòu)優(yōu)化潛力等，結(jié)合煤電機組自身特性做出差異化決策，避免＂一刀切＂?？梢哉f，當前傳統(tǒng)化石能源(煤炭)的清潔化利用是我國能源生產(chǎn)革命的主要舉措，集中表現(xiàn)為從技術(shù)進步層面來推動煤電清潔高效發(fā)展;中長期看，還是要靠可再生能源的規(guī)?；l(fā)展來實現(xiàn)能源生產(chǎn)和消費革命，這就需要煤電做出巨大變革和犧牲，從市場機制、盈利模式、技術(shù)理念到機組運行進行全方位的深刻調(diào)整，以承擔＂基荷保供、靈活調(diào)峰、輔助備用＂的多角色重任。

    從全國層面來看，煤電定位調(diào)整的大方向是：大容量高參數(shù)的先進煤電機組要充分發(fā)揮高能效優(yōu)勢作為基荷電源運行，可以進一步通過提供熱、汽、水等綜合能源服務(wù)來提高能源利用效率;通過完善的輔助服務(wù)產(chǎn)品設(shè)計，保障30萬～60萬千瓦亞臨界機組科學合理地發(fā)揮靈活性輔助服務(wù)作用，實現(xiàn)存量機組由電量型機組向電力型機組轉(zhuǎn)變;運行年限較長的20萬千瓦及以下常規(guī)純凝機組，符合能效、環(huán)保標準的將逐步向備用和輔助服務(wù)機組轉(zhuǎn)型，不符合能效環(huán)保標準的則將逐步退出市場。未來的煤電機組要符合環(huán)保能效的硬要求，即不存在高煤耗高污染的落后產(chǎn)能，即便是小機組，只要符合標準且當?shù)赜羞\行需求，也可以通過調(diào)整自身功能的市場定位來獲取收益。

    從區(qū)域?qū)用鎭砜?，煤電功能定位調(diào)整要充分考慮電力供需特征和電力系統(tǒng)特性。將全國劃分為東北、西北、華北、華中、華東、西南和華南七個區(qū)域，各地區(qū)電力發(fā)展面臨的困境不同：1)＂三北＂地區(qū)火電比重較高，可再生能源發(fā)展迅速，但靈活性調(diào)峰電源比重不足3%，尤其是冬季供暖期棄風狀況嚴重，以吉林為例，供熱機組占火電機組的比重高達74%，冬季保供熱和新能源消納的矛盾非常突出(2017年吉林棄風電量23億千瓦時，棄風率21%);2)2018年，華北和華東地區(qū)的火電裝機容量比重均超過了70%，從環(huán)境承載力來看，華北和華東的單位面積火電裝機容量分別為155.51千瓦/平方千米和496.98千瓦/平方千米，是全國平均水平的1.3倍和4.2倍，使本已脆弱的生態(tài)系統(tǒng)承受巨大的環(huán)境壓力，隨著兩個地區(qū)環(huán)保政策的愈發(fā)嚴格，煤電發(fā)展空間極大受限;3)華南和西南地區(qū)新增的水電和煤電項目均較多，為保障水電多發(fā)多用，煤電發(fā)電空間被壓縮;4)東中部電力受端地區(qū)自身裝機容量和發(fā)電量增長減少了購電需求，網(wǎng)架結(jié)構(gòu)、外送通道和市場機制等因素制約了部分電力輸送，導(dǎo)致送端電力供應(yīng)過剩局面加劇。七大區(qū)域的電力特征及差異化煤電定位如表2所示?？傮w來看，各區(qū)域的煤電未來都要提升靈活性，以適應(yīng)能源轉(zhuǎn)型和高比例可再生能源接入需求;華北和華中地區(qū)是未來煤電減量化的重點區(qū)域，西北地區(qū)應(yīng)承納未來一定規(guī)模的煤電增量，從而實現(xiàn)煤電布局的＂東退西進＂;華中和華東地區(qū)作為＂西電東送＂的主要受端、華南作為西南水電的主要受端，當?shù)孛弘娂纫尦鲆徊糠职l(fā)電空間，還要承擔部分調(diào)峰需求;東北地區(qū)則需要深入挖掘熱電聯(lián)產(chǎn)機組的調(diào)峰潛力。

    (二)煤電轉(zhuǎn)型路徑

    煤電功能定位調(diào)整涉及整體行業(yè)體制機制，勢必會造成行業(yè)＂陣痛＂，但在內(nèi)外困境的迫使下，盡早做出調(diào)整、避免更大風險的出現(xiàn)是促進煤電高質(zhì)量發(fā)展的必然選擇。煤電定位調(diào)整的轉(zhuǎn)型路徑可以概括為以下四個方面：

    有序推進煤電布局調(diào)整。＂十三五＂前期是依靠多份煤電調(diào)控政策來強制約束煤電發(fā)展規(guī)模，2022年的煤電建設(shè)預(yù)警文件放寬了多個省份的煤電發(fā)展約束，但并不意味著煤電的發(fā)展環(huán)境寬松。如今喪失價格優(yōu)勢、市場競價規(guī)則轉(zhuǎn)變、風光平價上網(wǎng)、宏觀政策目標和區(qū)域環(huán)保要求構(gòu)成了煤電的硬約束，尤其是在東中部地區(qū)，煤電已經(jīng)失去了傳統(tǒng)優(yōu)勢，在國家政策導(dǎo)向的驅(qū)動下，煤電產(chǎn)業(yè)布局要逐漸向中西部轉(zhuǎn)移，依托＂西電東送＂將電力大基地的清潔能源與火電打捆輸送到東中部的負荷中心。當前煤電定位調(diào)整工作應(yīng)當繼續(xù)鞏固和深化＂十三五＂煤電供給側(cè)改革成果，嚴控東中部煤電新增規(guī)模，在對煤電有切實需求的省市(考慮當?shù)匦枨笤鲩L和電力輸入輸出后存在較大負荷缺口)有序放開部分停緩建項目，但不再核準新的煤電項目，并繼續(xù)淘汰落后產(chǎn)能，轉(zhuǎn)而深耕西部煤電大基地，實施煤電一體化發(fā)展，依托特高壓輸電網(wǎng)絡(luò)實現(xiàn)更大規(guī)模內(nèi)的資源優(yōu)化配置。

    加快靈活性改造與適宜機組戰(zhàn)略封存。從全國資源特性和現(xiàn)有技術(shù)條件的角度來看，煤電是最為經(jīng)濟可靠和最具開發(fā)潛力的靈活性電源。高比例可再生能源接入電網(wǎng)帶來的電力、電量平衡和調(diào)峰問題需要依靠大規(guī)模的煤電提供靈活備用服務(wù)來解決。煤電靈活性改造應(yīng)當在全國范圍內(nèi)開展，但目前對電源靈活性需求最明顯的＂三北＂地區(qū)的煤電靈活性改造工作進展緩慢，與超預(yù)期發(fā)展的可再生能源嚴重失調(diào)。＂十四五＂期間靈活性改造應(yīng)成為煤電行業(yè)發(fā)展的首要任務(wù)。此外，還需要從系統(tǒng)需求和存量機組價值最大化角度出發(fā)，部分機組仍具有良好使用狀態(tài)，作為戰(zhàn)略備用機組可提供輔助服務(wù)，減少機組關(guān)停帶來的負面影響。

    探索煤電盈利新機制。煤價上漲、機組利用率下降、環(huán)保投入加大等因素使得煤電企業(yè)出現(xiàn)大面積虧損，資產(chǎn)擱淺風險加重。隨著電力市場化改革和可再生能源平價上網(wǎng)的推進，如果煤電依然保守著傳統(tǒng)經(jīng)營模式，勢必會遭受更大的損失。在電力服務(wù)多元化、智能化的競爭環(huán)境下，設(shè)計適合不同功能定位的煤電機組的市場機制和商業(yè)盈利模式，通過市場激勵的手段可以減少利益相關(guān)者方面的阻力，有助于煤電深度調(diào)整的平穩(wěn)過渡。目前來看，煤電盈利機制主要為兩種：1)現(xiàn)貨市場下，高效率機組依靠低煤耗的成本優(yōu)勢可獲得競價利潤，同時也可擺脫計劃電量的限制，擴大市場份額，同時提高電力系統(tǒng)整體效益。有研究發(fā)現(xiàn)，通過現(xiàn)貨市場對煤電機組調(diào)度效率和可再生能源并網(wǎng)的優(yōu)化，系統(tǒng)可以降低3.6%的凈發(fā)電成本和4.4%的碳排放。2)低效率、高成本機組則可以選擇在輔助服務(wù)市場布局，積極參與調(diào)峰、備用、調(diào)壓等輔助服務(wù)來獲取收益。以東北為例，相關(guān)數(shù)據(jù)顯示，2018年度東北電力有償調(diào)峰輔助服務(wù)費用合計27.8億元，平均價格0.525元/千瓦時(實際最高出清價格1元/千瓦時，實際最低出清價格0.16元/千瓦時)，高于當?shù)厝济簶藯U電價，且96%的輔助服務(wù)補償費用都用于調(diào)峰;同時，西北、華北等電力輔助服務(wù)市場也在逐步完善。以市場機制逐步取代行政要求的方式提升煤電參與輔助服務(wù)的積極性是電力改革與能源轉(zhuǎn)型協(xié)同迫切需要解決好的問題。

    源網(wǎng)建設(shè)協(xié)調(diào)共濟。如果按照低于2℃減排目標的要求來倒逼煤電發(fā)展空間，煤電裝機規(guī)模應(yīng)在2020年達峰后迅速下降，但從當前政策條件來看，煤電裝機容量呈先升后降的趨勢，預(yù)計2025年前后達峰。風電、光伏等波動性電源的大規(guī)模發(fā)展，加之資源區(qū)與負荷區(qū)的逆向分布，需要靈活性電源和柔性輸電網(wǎng)絡(luò)的共同支持，即電源側(cè)資源(靈活性煤電、氣電、抽蓄和光熱等)、負荷側(cè)資源(需求響應(yīng))、儲能側(cè)資源(電儲能、熱儲能)和電網(wǎng)側(cè)資源(跨時區(qū)負荷互補)等靈活性資源的協(xié)調(diào)發(fā)展?？紤]到各類電源和電網(wǎng)規(guī)劃建設(shè)的滯后周期不一致，需要制定更為科學全面長遠的電力規(guī)劃方案，以推動煤電機組的定位轉(zhuǎn)型。

    四、政策建議

    電力規(guī)劃引導(dǎo)源網(wǎng)荷儲協(xié)調(diào)發(fā)展。＂十四五＂電力需求增速下滑，但在＂十三五＂全社會用電量7.5萬億千瓦時量級的基礎(chǔ)上，預(yù)計＂十四五＂依然可以實現(xiàn)萬億千瓦時量級的電力需求增量。按照低碳發(fā)展理念，尤其是低于2℃情景的要求，＂十四五＂期間的需求增量應(yīng)由清潔/可再生能源來滿足，但當前的政策情景決定了煤電裝機仍會有一定的增長空間，而新能源增長勢頭不減，為提高機組利用率、減少棄電損失，就需要統(tǒng)籌安排靈活性電源、風光等波動性電源和區(qū)域電網(wǎng)的規(guī)劃建設(shè)，以靈活高效的方式共同推動電力系統(tǒng)優(yōu)化運行。煤電靈活性改造、調(diào)峰氣電、抽蓄、儲能和DR將有力支撐高比例可再生能源系統(tǒng)，同時，區(qū)域電網(wǎng)可以實現(xiàn)不同資源條件和負荷特性的地域間跨時區(qū)凈負荷時序互補，通過擴大聯(lián)網(wǎng)范圍有效平抑波動，實現(xiàn)等效調(diào)峰效果?？紤]到各類電源和電網(wǎng)規(guī)劃建設(shè)的滯后周期不一致，西部多能源電力大基地建設(shè)、中東部的分布式能源自給消納，需要制定科學長遠的電力規(guī)劃方案，實現(xiàn)源、網(wǎng)、荷、儲協(xié)調(diào)共濟。

    能源革命2030年目標回望與環(huán)保硬約束引導(dǎo)煤電再定位。1)嚴控煤電增量，在充分發(fā)揮電力系統(tǒng)的調(diào)節(jié)能力后，按照需求有序釋放停緩建項目，確保2020年煤電裝機控制在11億千瓦以內(nèi);2025年煤電裝機總量控制在11.5億千瓦。研究認為，隨著＂十四五＂電力需求的進一步放緩，在新增電量需求中煤電的市場份額將進一步下降;而＂十五五＂期間很可能會出現(xiàn)增量需求完全由可再生能源來滿足、并逐步滲透存量需求的情況。2)優(yōu)化煤電存量，堅決淘汰不達標煤電產(chǎn)能。對于無法達到環(huán)保要求的、經(jīng)濟效益極度惡化的機組堅決關(guān)停。需要明確，淘汰不單是簡單的機組關(guān)停，還包括提升機組的系統(tǒng)價值，部分機組改造后符合環(huán)保等相關(guān)標準的，可以作為戰(zhàn)略備用機組繼續(xù)提供服務(wù)。這一方面避免了不必要的機組新建，另一方面也緩解了落后煤電機組退出的經(jīng)濟損失和負面社會影響。提高煤電靈活性。3)提升電力系統(tǒng)靈活性，隨著可再生能源快速發(fā)展，我國應(yīng)配套釋放相應(yīng)的煤電靈活性調(diào)節(jié)能力，將各地新能源規(guī)?？偭颗c煤電靈活性提升規(guī)模掛鉤，將煤電靈活性提升規(guī)模納入?yún)^(qū)域發(fā)展規(guī)劃，分解落實并實現(xiàn)總量控制。同時，要優(yōu)化電網(wǎng)調(diào)度運行方式，確定合理的調(diào)峰深度，提升能源利用效率，推動存量煤電實現(xiàn)由電量型機組向電力電量型機組的定位轉(zhuǎn)變。

    市場機制推動煤電定位調(diào)整。構(gòu)建不同時間維度，包括能量、容量、輔助服務(wù)等不同交易對象的完整市場結(jié)構(gòu)，統(tǒng)籌不同市場之間的銜接機制。構(gòu)建合理的價格機制，健全完善差異化補償機制，以經(jīng)濟激勵引導(dǎo)各類煤電找準定位，充分發(fā)揮各類存量煤電機組系統(tǒng)價值，以高質(zhì)量的煤電發(fā)展推動綠色低碳能源轉(zhuǎn)型。充分發(fā)揮現(xiàn)貨市場競價規(guī)則，倒逼落后低效煤電機組的競爭性淘汰。進一步完善省間交易機制，打破僵化的利益分配格局，做大跨區(qū)輸電的＂盤子＂，實現(xiàn)在更大范圍內(nèi)的資源調(diào)配與電力互濟。

    著力深挖需求側(cè)管理潛力。當前，我國對電網(wǎng)公司需求響應(yīng)和節(jié)電考核標準均為供電量的0.3%，與歐美等國監(jiān)管機構(gòu)對電力公司2～3%的節(jié)電目標要求相距甚遠。能源消費革命的本質(zhì)就是能效。在過去一段時間，電力供應(yīng)遠遠大于需求的背景下，國家電網(wǎng)公司首先提出了電能替代，2014年后在空氣質(zhì)量改善的約束下上升為國家政策。而且隨著2018年底八個省級試點現(xiàn)貨市場陸續(xù)啟動，實時電價信號也將為需求側(cè)能效潛力的釋放提供有利的激勵機制。在當前電力需求增長勢頭強勁的背景下，＂十四五＂應(yīng)重新重視高效節(jié)能，減少無效低效用電增長，用更長遠時間跨度的能源轉(zhuǎn)型目標倒逼近中期的電力發(fā)展路徑，高能效情景下電力裝機容量不需要達到高位水平即可保障電力供應(yīng)，同時實現(xiàn)更深度的電力減排目標。