从主力电源到基础保障性和系统调节性电源，转型过程离不开清醒定位，离不开技术创新，更离不开社会多维度支持
今年8月，四川、重庆、浙江、安徽、江苏等多省相继发出工业限电、让电于民的通知，我国局部地区出现电力供应紧张。为此，各地启动了电煤电力保供协调机制，多方面保障电煤供应。
一系列动作背后，是否意味着煤电迎来了新的“春天”？
由于资源禀赋、发展条件、经济结构等多方面原因，经过多年的发展，我国能源产业选择了以煤电为主的发展道路，煤电逐步形成了主力电源地位。2010年以前，发电量占比一直为80%左右。
在“双碳”目标下，煤电在电力系统中的“老大哥”角色正在转变。中国电力企业联合会数据显示，截至2020年底，全口径煤电装机容量占总装机容量的49.1%，首次降至50%以下。2021年，全国煤电装机占比46.7%，发电量占比约60%。
虽然目前煤电仍占据我国电力行业的“半壁江山”，但纵观近年来煤电装机占比便可发现，随着能源结构调整、环境保护强度增加、新能源快速发展等，煤电的发电量正逐步下降，煤电行业在未来的定位已十分明晰。
生态环境部环境与经济政策研究中心研究员冯相昭在公开采访中表示，煤电行业需清醒认识到，在电力系统低碳转型加速过程中，自己作为主力能源的优势地位将逐渐失去，需要和清洁能源协调发展。
未来，煤电将为可再生能源发展提供支持，应成为行业共识。特殊时期局部电力供应紧张的现象，正体现了煤电调峰能力的重要性，对煤电扮演的“新角色”，提出了更高要求。
是我们自己必须要做
今年1月，习近平总书记在十九届中央政治局第三十六次集体学习时指出，实现“双碳”目标，不是别人让我们做，而是我们自己必须要做。
《巴黎协定》确立了全球应对气候变化的长期目标，即到本世纪末，将全球气温升幅控制在工业化前水平2℃以内，并努力将气温升幅控制在工业化前水平1.5℃以内。
《联合国气候变化框架公约》第四条正式明确了“共同但有区别的责任”原则。如今更多的人已经认识到，随着我国经济快速发展，国际地位日益提高，面对气候变化的共同性责任日益凸显。
清华大学发布的“中国长期低碳发展战略与转型路径研究”成果显示，在2℃目标下，到2050年，我国非化石能源要占到70%以上，非化石能源电力将占总发电量的约90%，基本形成以新能源和可再生能源为主体的近零碳排放能源体系，并从根本上保障能源供给安全，从源头上控制常规污染物排放。
全球能源互联网发展合作组织发布的《中国2030年前碳达峰研究报告》指出，2019年我国58%的能源消费量由煤炭提供，二氧化碳总排放量有80%来自煤炭。
我国煤电装机量高达10.4亿千瓦，占全球煤电总装机量的一半，能源消费的二氧化碳排放强度比世界平均水平高出30%以上。国际能源署（IEA）的预测表明，电力系统转型在加速，煤电大幅削减是必然趋势。
煤电需适应角色转换
中央财经委员会第九次会议强调，要构建清洁低碳安全高效的能源体系，控制化石能源总量，着力提高利用效能，实施可再生能源替代行动，深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统。
新型电力系统的提出，对电力系统在技术创新、体系建设、体制机制等方面进一步突破提出了要求，未来我国能源电力系统的结构形态、运行控制方式、商业与管理模式等，将发生根本性变革。
新型电力系统中煤电是否还存在？国务院印发的《中国2030年前碳达峰行动方案》给出了答案——推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型。
如今，新能源在规模上快速发展，但也存在无法忽视的缺点。新能源发电具有波动性、脆弱性，面对频率、电压波动容易脱网，并且新能源无法调峰。作为我国新型电力系统的先行探索者，四川省水电装机量在全省发电装机量中占比接近80%，而此次极端天气下的电力供应紧张现象，正反映了新能源的脆弱性。
相比较而言，煤电发电较为灵活，可以满足调度调节需要，是当前及以后相当长的阶段电网调峰最为经济快捷的方式。当其他发电方式不能满足用电需求时，可依靠煤电弥补供电缺口，且基本不受地域、气象等条件的限制。
保证电力系统的稳定输出和用电安全，需要电网和具有灵活性的电源作为支撑，而煤电在这方面将扮演重要角色。今年6月，在俄乌冲突下，“退煤先锋”德国100万千瓦的封存煤电机组重启，发挥了战略备用作用。由此可见，煤电退出并不等于拆除设备、完全关停，而需建立价格机制，存好煤、维护好机组设备，以备极端条件下的紧急需求。
实践表明，煤炭、煤电在实现“双碳”目标的进程中，亦能发挥作用，激进式去煤，是不符合发展现状的。在未来一段时间内，煤电将与可再生能源并存。据中国工程院测算，到2030年，煤炭在一次能源比率中约占46%，到2060年约为4%到8%。
创新是根本出路
从主力电源到基础保障性和系统调节性电源，转型过程中，进一步推进煤电机组节能降耗，是提高能源利用效率的有效手段，也是煤电企业的转型方向。
国家发展改革委、国家能源局印发的《全国煤电机组改造升级实施方案》为煤电转型发展指明了方向，对供电煤耗在300克标准煤/千瓦时以上的煤电机组实施节煤降耗改造，鼓励现有燃煤发电机组替代供热改造，存量煤电机组灵活性改造应改尽改。
作为未来我国电力系统调节能力的主要来源，我国煤电机组最小稳定出力、爬坡速度和启动时间等灵活特性仍然有待提高。
今年全国两会期间，民革中央提出，加快煤电灵活性改造和抽蓄能力提升。将煤电灵活性改造纳入“十四五”“十五五”电力规划，建议2025年前改造规模达到50%以上，2030年前改造全部完成。
为提升竞争力或生存力，很多煤电企业在倒逼之下谋求发展，有能力的企业正在尝试向综合能源服务商转变。面对转变需求，创新才是解决未来问题的根本出路。
一方面，要通过技术创新、模式创新，为可再生能源提供发展的新动能。如今，我国燃煤发电效率不断提高，煤电发展已经迈过了烟尘、二氧化硫、氮氧化物等“大坎”，未来依然期待通过科技创新解决二氧化碳的问题。数据显示，现在我国有100多台超超临界机组、4亿千瓦装机容量的亚临界机组。通过节能改造，将亚临界机组改造为超临界或者超超临界机组，可显著降低煤耗。
另一方面，通过体制和机制创新，打通政策与机制的堵点，激活发展动能。煤电机组调峰运行以后面临着能耗升高、经济性降低的问题。可以设立调峰市场，用来补偿煤电因为支持新能源发展而产生的经济损失；可以尝试热电联产，“一企一策”进行灵活性改造；可对现役机组进行综合性利用，如掺烧生物质等。总之，应合理确定煤电机组的退出时间路线，大力推进灵活性改造，并配套制定相关政策予以支持。据悉，今年一季度，内蒙古共有4家金融机构获得支持煤炭清洁高效利用专项再贷款56.8亿元，支持企业23家（次），涉及煤电清洁高效利用和煤炭安全高效绿色智能开采两个领域。
在能源转型过程中，对于新型电力系统而言，要通过技术和体制机制创新，减少对煤电的依赖；对于煤电而言，要通过技术和体制机制创新，打造安全保供机组、电力负碳机组，不断提高能源利用效率，为保障我国能源安全、实现“双碳”目标作出煤电贡献。
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