我國電價的市場化改革，在近期又邁出了關鍵的一步。9月26日，國務院常務會議決定，自2020年1月1日起取消煤電價格聯動機制，尚未實現市場化交易的燃煤發電電量，將在明年實行“基準價+上下浮動”的市場化定價機制，占據我國全部發電量65%的燃煤發電將告別實施了15年之久的煤電聯動機制，全部投身于市場之中。

自2015年中發9號文出臺，我國電力市場化改革持續深化。電價改革是電力市場化改革的核心內容之一。當前，燃煤發電市場化交易電量已占約50％，電價明顯低于標桿上網電價，此時將全部燃煤發電推向市場，將對行業上下游以及電力體制改革產生深遠的影響。

而此次新政的中心和焦點——煤電，無疑將面臨更嚴峻的考驗。近年來，煤電企業陷入大面積虧損。近期，多家煤電廠爆出破產清算消息，已經備受煎熬的煤電企業，在新政執行之后還將繼續承壓。十億千瓦巨大體量的煤電，在我國未來能源電力體系中應如何定位？重壓之下如何找到合理的生存之道？在電力市場化改革的進程中，這一政策將帶來怎樣的短期效應和長期效應？帶著這些問題，本刊記者專訪了國網能源研究院有限公司副院長蔣莉萍。

蔣莉萍表示，在能源結構的調整和能源轉型的推進中，燃煤發電站在電力系統中的定位將從電量型電源轉變為電量、電力調節型電源。煤電在系統中發揮的調節作用，應有相應的價格機制使其獲得市場收益；未來電力市場的架構，應充分反映電力商品的特殊屬性，讓傳統能源和可再生能源發揮各自所長，各負其責，各得其所，公平、公正地維護市場體系中各個主體的市場利益。

電力市場設計需體現電力商品的特殊屬性

我國煤電聯動政策的出臺始于2004年底。彼時我國煤電運形勢緊張，煤炭價格不斷沖高。我國煤炭先于電力實行市場化改革，從2016年開始持續高企的煤炭價格讓煤電企業發電成本高居不下，“市場煤”和“計劃電”矛盾尖銳，煤電企業長期受到“兩頭擠壓”而陷入低迷。

煤電聯動政策正是為緩解煤電矛盾而出臺。但在這一政策實施的15年之中，由于CPI上漲、宏觀經濟調控等因素導致政策執行并不嚴格。在“聯而不動”的背后，是電力作為社會經濟發展的公用品以及宏觀經濟政策的調控工具在商品化、市場化過程中所受到的掣肘。如今，煤電聯動機制即將成為歷史，但電力價格市場化背后的矛盾根源卻并未改變。

蔣莉萍認為，此次出臺的煤電價格新政對于煤電發展將產生怎樣的影響，需要把它放在我國電力走向市場化的全局視野中來看待。把煤電投放到市場中，取消行政定價，符合電力市場化改革的大方向，但仍需一系列后續政策的跟進來完善市場機制，形成一個科學、合理的電力市場，讓各個市場主體在其中公平競爭。

毫無疑問，從政策的短期效應來看，新政的出臺將讓煤電企業的生存面臨更大的挑戰；長期來看，燃煤電站從電量型電源轉變為電量、電力調節型電源的過程中，需要一個新的供需市場來承接煤電新的市場定位?！半娏π袠I的發展是一榮俱榮、一損俱損的，無論哪一方被不合理地擠壓了生存空間，長遠來看都不利于行業整體發展，”蔣莉萍說，“未來電力市場的架構應該秉持基于在系統運行與電力供應中的作用與貢獻，不偏向任何一個能源品種和發電技術的理念去設計，不應厚此薄彼。從能源安全、保障供應的角度來看，煤電仍然是我國能源電力供應中重要的主力電源之一，既然能源電力體系仍然需要煤電發揮作用，那么就應該從市場架構的設計上給予煤電一定的生存空間?！?/p>

如今，可再生能源發電上網平價時代加速到來，在人們為風電、光伏的度電價格降低而歡呼時，蔣莉萍認為，可再生能源發電技術進步帶來的成本和價格下降固然可喜，但應該理性看待可再生能源發電“平價”的概念。“實際上，可再生能源發電的度電價格和煤電的度電價格，對于電力系統的意義是不一樣的。可再生能源發電具有隨機性、波動性，而燃煤發電可以聽從調度指令，對于電力系統具有調節支撐作用。因此，煤電的度電價格中包含靈活性價值，而可再生能源的度電價格中卻基本上不具備這一價值。電源的可調度性和靈活性是增強電力系統彈性、保障供電可靠性的重要價值，應在價格體系中予以體現?！笔Y莉萍說。

過去，電力系統中可再生能源發電占比較小，對系統的影響相對有限。在傳統的電力系統中，主要的發電技術幾乎都具備靈活性的價值和可調度的能力，盡管它們能力高低不一（我國大多數水電站因為庫容較小，可調度性相對差一些），但都在一定程度上可以穩定供應并聽從調度指令。也正因如此，過去的電價體系沒有單獨量化靈活性的價值。但隨著可再生能源的大規模發展和平價上網時代的到來，如果未來沒有相應的市場來體現電源可調度性和靈活性的價值，靈活性電源的發展或將受阻，電力系統安全穩定運行將受到沖擊。因此，如何認識一個電源品種中所包含的各方面價值，是架構電力市場的起點。

還原能源和電力的商品屬性是電力市場化改革的核心要義。蔣莉萍認為，在這句話的基礎上，還應補充一句，這個市場必須體現電力產品的特殊商品屬性（亦即“商品特性”）——電力系統是一個瞬時平衡的系統，因此，電力產品并非僅僅提供電量就足夠，而是需要同時具備提供電量和電力的能力，從而保障電力系統的穩定運行?！叭绻到y中有些電源品種不具備電力支撐能力，就應該為具備電力支撐能力的電源設計一個可以體現靈活性價值的市場，讓可再生能源、煤電、氣電，甚至電力用戶等不同的主體在市場上發揮所長，不必都在能量市場上你爭我搶?！笔Y莉萍說。

蔣莉萍認為，在未來的電力系統里，應該包含三大市場：其一是度電市場，即能量市場，體現的是能量提供的價值；其二是電力市場，即非能量市場，體現的是運行靈活性、電力支撐能力等輔助服務的價值；其三，可稱之為政策性市場，這包括綠證交易市場、碳交易市場、能效市場等，體現的是綠色環保等外部價值。

這三部分市場將共同構成一個完整的能源電力大市場。能量市場是可再生能源獲利的主陣地，可再生能源提供的是綠色電力，運行成本低，邊際成本趨近于0，這是它的優勢所在，適合在能量市場獲取收益。煤電在能量市場中，在供需形勢緊張的時段可占據一席之地，但更多時候應發揮其可調度和靈活性的優勢，將主戰場放在輔助服務市場，在這一領域獲取投資回報?？稍偕茉闯丝梢栽谀芰渴袌錾汐@利之外，其綠色低碳的環保價值可以在政策性市場上得到體現，當然，前提是國家要出臺明確且嚴格的政策目標和要求。

這樣三方面的市場架構，可充分體現不同能源品種所提供的能源電力服務所包含的價值，讓各能源品種及電力技術有充分的市場空間施展所長。

建立用戶參與的輔助服務分擔共享機制

在當前以及未來一段時期內，煤電仍是我國發電占比最大的電源。2018年，在電力消費快速增長等因素拉動下，全國全口徑火電發電量4.92萬億千瓦時，同比增長7.3%，增速同比提高2.1個百分點，為2012年以來最高增速。在現行儲能技術尚未實現大規模商業化應用之前，電力系統的調峰及提供運行靈活性的重任主要還需煤電來承擔。

“儲能或許能夠解決一天之內或一周之內的調節問題，但季節之間的調節難度就很大了。從本質上來說，儲能、需求側響應等調節手段本身并不提供能量，它們是‘能量的搬運工’，無法解決風電、太陽能發電出力的季節性波動問題，而燃煤發電本身可以提供能量，這是煤電比其他調節技術更強大的地方?！笔Y莉萍說。

和煤電功能類似并且靈活性更佳的是天然氣。在國外，天然氣資源充足、管網發達、市場完備、氣電規模較大，能夠為系統提供充分的調節能力。但我國貧油少氣，進口天然氣價格高昂，氣電發展尚在起步階段，目前來看難以大規模發揮調節作用。因此，既能提供可靠的電力、電量，也具備靈活調節作用的煤電便成為電力系統中的兜底保障者。

隨著能源轉型的不斷加快，外部形勢對于煤電的要求一直在變化。煤電在適應變化的過程中，也伴隨著迷茫與陣痛。

過去，出于低碳環保的需求，煤電超低排放和節能改造工作不斷推進。排放低，效率高，是煤電努力的方向。但隨著可再生能源逐漸從替代能源走向主體電源，為配合可再生能源大規模入網消納，煤電機組靈活性改造成為煤電未來發展新的方向。

對于同一個機組而言，進行靈活性改造與按照單位發電煤耗為指標進行考核的“減排增效”要求是相悖的。靈活性改造之后機組長期運行在設計工況之外，機組能效降低，煤耗率上升，同時，頻繁啟停造成的機械損傷加大，技改投入的成本是巨大的。此外，壓低負荷，減少發電量，煤電效益也隨之下降。一方面投入上升，一方面收益降低，煤電為了適應轉型而做出的“犧牲”亟待相應的市場機制予以補償。

目前，在機組靈活性改造實施情況較好、熱情較高的東北，部分改造后的電廠獲得了不錯的調峰收益，但這種收益并非來自一種穩定、可持續的商業模式，而是在現行運行管理規范要求下、在規定所有火電企業共同承擔系統調峰責任的前提下，在具有義務的群體中形成了一個局部性市場，這個市場的空間是十分有限的，這種模式下的收益難以長久。

蔣莉萍表示，既然煤電仍然是電力系統中不可或缺的一員，就不可讓它長期處于大面積虧損、難以生存發展的境地，煤電的退出應是理性、有序、有規劃、有步驟的，同時，煤電企業作為一個經濟主體，是社會資源的一部分，需要給企業一個轉型的時間和機會?！半娏π袠I中的各發電技術主體的技術特性和作用各有所長，因此需要互相成就、互相支持和理解。煤電要支持可再生能源大規模入網，可再生能源也要支持煤電的生存需求和有序退出?！笔Y莉萍說。

這并不意味著是要讓可再生能源為煤電機組參與輔助服務做出補償。按照“誰受益，誰承擔”的原則，應建立電力用戶參與的輔助服務分擔共享機制。“隨著電力市場的建設與完善，電力生產運行中的所有成本最終還是要過渡到電力用戶身上，甚至是終端商品消費者身上?！笔Y莉萍說。

煤炭用于發電的比例仍將提升

在能量市場上，煤電需要逐漸讓位給可再生能源，但可再生能源能否可靠補位，能否滿足全社會用電需求的不斷增長，是能源轉型中待解的命題。這也決定了煤電如何分配電量和電力提供的比例。

客觀地說，在特定的電源結構和技術條件下，系統對于可再生能源的接納能力是有一定限度的。比如在風能資源豐富的東北，冬季的調峰矛盾十分尖銳，尤其是深夜，風電面臨“三期疊加”的形勢：風電出力高峰期遭遇用電負荷低谷期和取暖高峰期。冬季風電大發時，東北地區處于供暖期，70%以上的煤電機組都是熱電聯產機組，以熱定電的運行方式使得機組必須保障供熱的最小出力，因此留給風電的出力空間十分有限。在一些特殊時段，按照以熱定電原則，熱電機組的出力已然高于系統的用電負荷，完全沒有空間接納風電。在春節工廠停工期，負荷走低更是加劇了消納矛盾。

可再生能源的另一主力光伏，在夏季傍晚用電高峰來臨時，光照漸少，出力降低?？稍偕茉窗l電出力無法與用電負荷曲線匹配，甚至在某些時段完全相反，是其大規模入網的最大障礙?？煞€定供應、聽從調度指令的煤電的可貴之處，是可再生能源發電所不具備的。

當前，“十四五”規劃在即，煤電如何合理規劃、適度發展，是業內關注的焦點。蔣莉萍認為，在我國，從總體能源供應格局來看，煤炭用于發電的比例還會有較大的提升需要。目前我國50%的煤炭用來發電，在全球范圍內，這一數值平均約為80%。大量的煤炭被直接利用，這種利用方式能效低且污染物排放高?！皽p煤”的重點，主要在于減少煤電以外的煤炭消費。在逐漸“減煤”“去煤”的過程中，同樣要關注到煤炭的高效利用。

目前，我國煤電無論是清潔技術還是排放情況，都處于世界先進水平，因此，將煤炭用于發電，是最高效的利用方式?！皬慕^對量的角度來說，我國煤電達峰的時間一定晚于煤炭的達峰時間，我們分析至少要晚兩年左右。煤炭達峰之后，不一定煤電不增加。就我國的具體情況而言，提高煤炭發電的比例，是‘做好煤炭清潔利用這篇文章’的重要措施之一。

另外，個人的觀點，談煤電峰值，重點不應該關注煤電裝機的峰值，而應該關注煤電發電量的峰值，或者煤電發電量在總發電量中的占比峰值。裝機取決于系統調度運行的需要及其相對于其它靈活性資源的經濟性或市場競爭力，但燃煤發電量不可無限上升。”

蔣莉萍說，“從能源轉型的角度來看，無論是煤炭資源，還是可再生能源資源，都需要通過轉換為電力才能最大限度地發揮其價值和能效?？梢哉f，電力行業承擔著國家能源轉型的重任，而轉型中的電力行業，需要始終秉持多元開放、優勢互補的思路，將不同電源品種、不同特性的用戶和用電行為進行優化組合，形成一個8760小時瞬時平衡系統，讓各個利益主體通過競爭獲得合理的地位，讓用戶用能成本降到最低，讓能源轉型良性落地?！?/p>