摘要：黨的二十大提出，積極穩(wěn)妥推進(jìn)碳達(dá)峰碳中和。在“雙碳”推進(jìn)中，應(yīng)立足我國以煤炭為主的資源稟賦特征，統(tǒng)籌經(jīng)濟(jì)發(fā)展與能源安全，把握“先立后破”原則，促進(jìn)煤電與新能源電力融合發(fā)展。晉蒙陜新四省區(qū)是我國主要電力供應(yīng)地，具有煤炭資源豐富、煤電和新能源電力“雙高”特征，其在推進(jìn)碳達(dá)峰碳中和過程中，面臨綠色低碳轉(zhuǎn)型、保障全國電力供應(yīng)、保持經(jīng)濟(jì)增速等多重困難，亟需利用好煤炭資源，實(shí)現(xiàn)煤電與新能源電力互補(bǔ)協(xié)同發(fā)展，探索資源富集地區(qū)兼顧能源保供與轉(zhuǎn)型發(fā)展之路。要加快推進(jìn)煤電角色由“主力電源”向“主力電源+服務(wù)電源”轉(zhuǎn)變，提高煤電靈活性和可調(diào)節(jié)性，促進(jìn)“風(fēng)光火儲氫”等一體化發(fā)展，創(chuàng)新煤電與風(fēng)光電融合商業(yè)模式，健全煤電新角色定位的體制機(jī)制保障，解決好電力跨區(qū)消納、要素保障等問題，探索二者融合發(fā)展新路徑。

關(guān)鍵詞：煤電 風(fēng)光電 煤炭富集地區(qū) 融合發(fā)展

作者簡介：王成仁，中國國際經(jīng)濟(jì)交流中心科研管理和信息服務(wù)部副研究員。

引 言

黨的二十大提出，積極穩(wěn)妥推進(jìn)碳達(dá)峰碳中和，加強(qiáng)煤炭清潔高效利用，加快規(guī)劃建設(shè)新型能源體系。我國能源資源稟賦決定了煤炭作為主體能源的定位，在“雙碳”推進(jìn)中，仍要充分考慮國情因素，處理好綠色低碳、能源安全與經(jīng)濟(jì)發(fā)展的關(guān)系。我國尚處于工業(yè)化、城鎮(zhèn)化持續(xù)推進(jìn)階段，發(fā)展任務(wù)仍然艱巨，能源消費(fèi)仍將剛性增長。特別是新時代，我國開啟了全面建設(shè)社會主義現(xiàn)代化強(qiáng)國，以中國式現(xiàn)代化全面推進(jìn)中華民族偉大復(fù)興的偉大征程，經(jīng)濟(jì)建設(shè)仍是核心任務(wù)，能源消費(fèi)規(guī)模仍將穩(wěn)步提升。要實(shí)事求是、尊重客觀規(guī)律，不能“一刀切”“運(yùn)動式”減碳。我國實(shí)現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)的長期方向不會改變，但短期內(nèi)不能只講降碳、不顧安全，只求轉(zhuǎn)型、不計成本，要把握好降碳控碳節(jié)奏，做好“先立后破”大文章。

我國煤炭消費(fèi)有一半用于電力供應(yīng)。根據(jù)國家統(tǒng)計局?jǐn)?shù)據(jù)，相關(guān)數(shù)據(jù)來源于國家統(tǒng)計局“煤炭平衡表”，最新數(shù)據(jù)更新至2020年度?！?/p>

2020年我國煤炭消費(fèi)總量達(dá)到40.49億噸原煤，其中，火力發(fā)電用煤占煤炭消費(fèi)量的52.3%。2012—2020年，我國火力發(fā)電用煤占比逐年提升，由44.6%上升到52.3%，充分體現(xiàn)煤電在我國電力供應(yīng)中具有重要地位。促進(jìn)煤電與新能源電力融合既是實(shí)現(xiàn)煤炭清潔高效利用的重要途徑，也是實(shí)現(xiàn)新能源電力大規(guī)模、高比例發(fā)展的重要手段，需積極探索二者融合的新路徑。

晉蒙陜新等地煤電裝機(jī)規(guī)模大、風(fēng)光資源豐富，且為新能源大基地項(xiàng)目重點(diǎn)布局地區(qū)，應(yīng)抓緊謀劃煤電與風(fēng)光電力融合發(fā)展，加快能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型步伐，穩(wěn)步實(shí)現(xiàn)煤電由主力電源向“主力電源與服務(wù)電源并重”轉(zhuǎn)變，有效平抑新能源電力波動性和間歇性，探索實(shí)現(xiàn)高比例、大規(guī)模消納新能源電力，構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的新模式和新路徑。

一、晉蒙陜新煤電和新能源電力發(fā)展情況

（一）晉蒙陜新是我國主要電力供應(yīng)地

1.四省區(qū)電力裝機(jī)及發(fā)電量均占全國1/5

近年來，我國電力裝機(jī)總量穩(wěn)步增長，裝機(jī)結(jié)構(gòu)不斷調(diào)整，火電裝機(jī)占比逐步下降，風(fēng)光等新能源裝機(jī)占比逐年提高。根據(jù)國家統(tǒng)計局的數(shù)據(jù)，截至2022年，我國電力總裝機(jī)容量達(dá)到25.64億千瓦。其中，火電裝機(jī)13.32億千瓦，占比為52.1%；水電裝機(jī)4.14億千瓦，占比16.2%；風(fēng)電裝機(jī)3.65億千瓦，占比14.3%；太陽能發(fā)電裝機(jī)3.93億千瓦，占比15.3%；核電裝機(jī)5553萬千瓦，占比2.2%。風(fēng)光等非水可再生能源電力裝機(jī)達(dá)到7.58億千瓦，占比達(dá)到29.6%。晉蒙陜新四省區(qū)發(fā)電裝機(jī)容量占全國比重較為靠前。截至2022年11月，6000千瓦及以上電廠發(fā)電設(shè)備容量內(nèi)蒙古達(dá)到1.59億千瓦，山西達(dá)到1.16億千瓦，新疆達(dá)到1.15億千瓦，陜西為7683萬千瓦，分別占全國的6.9%、5%、5%和3.3%，合計占全國20.2%。

我國發(fā)電量規(guī)模逐年上升，電量結(jié)構(gòu)不斷優(yōu)化。2022年，我國發(fā)電量達(dá)到8.39萬億千瓦時，較上年增長2.2%。2022年發(fā)電量中，火電占比達(dá)到69.8%，仍是我國主力電源；水電14.3%，風(fēng)電8.2%，太陽能發(fā)電2.7%，核電4.9%。從晉蒙陜新四省區(qū)情況看，2021年四省區(qū)發(fā)電量分別占全國的4.7%、7.3%、3.3%和5.6%，合計占全國的20.9%。

2.四省區(qū)用電量占比明顯低于發(fā)電

從電力裝機(jī)和發(fā)電量情況看，晉蒙等地在全國電力發(fā)展中具有重要地位。結(jié)合用電數(shù)據(jù)看，2021年晉蒙陜新四省區(qū)用電量占全國比重分別為3.1%、4.8%、2.4%、4.2%。如表1所示，四省區(qū)均表現(xiàn)出發(fā)電占比高于用電占比的特征，也體現(xiàn)了四省區(qū)作為電力輸出地的角色。特別是內(nèi)蒙古，發(fā)電量占全國的7.3%，但用電量占比僅為4.8%。

3.四省區(qū)跨區(qū)送電貢獻(xiàn)突出

我國電力生產(chǎn)消費(fèi)地的逆向分布，決定了電力跨區(qū)輸送較為頻繁。截至2022年11月，我國各省市區(qū)輸入、輸出電量分別為1.52萬億千瓦時和1.62萬億千瓦時。從跨區(qū)輸入電量看，2022年1—11月四省區(qū)輸入電量為665.6億千瓦時，占全國的4.4%。

2022年1—11月，晉蒙陜新等四省區(qū)輸出電量達(dá)到6027.0億千瓦時，占全國的37.3%；而2015年四省區(qū)輸出電量為2356.2億千瓦，占比為31.9%?？梢姡晁氖^(qū)在全國電力保供中發(fā)揮了重要作用。

從四省區(qū)看，內(nèi)蒙古外送電量占全國比重為14.6%，山西占比為8.5%，陜西占比為7.3%，新疆占比為6.9%。與全國各省比較看，內(nèi)蒙古外送電量排名第1，山西、陜西、新疆分別列第4、5、6位。排名第2、3位的是四川和云南。

（二）四省區(qū)煤電保供角色突出

1.四省區(qū)火電裝機(jī)占全國比重逐年上升

截至2022年11月，全國火電裝機(jī)總規(guī)模達(dá)到13.20億千瓦。其中，煤電裝機(jī)約11.17億千瓦，占火電裝機(jī)總量的84.6%；燃?xì)獍l(fā)電裝機(jī)約1.14億千瓦，占比8.6%；其他火電裝機(jī)約8900萬千瓦。近年來，四省區(qū)6000千瓦及以上裝機(jī)容量逐年提高。2021年，內(nèi)蒙古火電裝機(jī)達(dá)9834萬千瓦，占全國火電裝機(jī)的7.58%；山西火電裝機(jī)7533萬千瓦，占全國5.81%；陜西火電裝機(jī)4952萬千瓦，占全國3.82%；新疆6845萬千瓦，占全國5.28%。四省區(qū)合計火電裝機(jī)占全國的22.49%。

從歷年變化看，內(nèi)蒙古火電裝機(jī)與全國火電裝機(jī)容量保持同步增加態(tài)勢；新疆火電裝機(jī)增速快于全國平均水平；山西火電裝機(jī)增速慢于全國，占比從2012年的6.12%下降到2021年的5.81%；陜西火電裝機(jī)占全國比重穩(wěn)定在3%～4%。

2.四省區(qū)火力發(fā)電量占全國1/4

從發(fā)電量看，2020年全國火力發(fā)電量達(dá)到5.18萬億千瓦時，晉蒙陜新四省區(qū)火電發(fā)電量分別為3032.5億、4841.2億、2037.9億和3262.9億千瓦時，分別占全國火力發(fā)電量的5.86%、9.35%、3.94%和6.3%。四省區(qū)合計火力發(fā)電量占全國比重達(dá)到25.45%。

從歷年變化來看，四省區(qū)火力發(fā)電量逐年上升，占全國比重也逐年提高。其中，內(nèi)蒙古火電占比由2010年的6.52%上升到2020年的9.35%；新疆由2010年的1.61%上升到6.3%；陜西近年略增，占比穩(wěn)定在4%左右；山西火電占比略有下降，接近6%。

3.全國新增火電裝機(jī)布局近1/4在四省區(qū)

從新增火電裝機(jī)布局來看，全國1/4以上的新增裝機(jī)安排在四省區(qū)。如圖7所示，2021年四省區(qū)合計新增火電裝機(jī)1238萬千瓦，占全國新增規(guī)模的26.8%。2020年這一比例為30.1%。2022年1—11月，四省區(qū)合計新增火電裝機(jī)747萬千瓦，占全國的22.4%。

（三）四省區(qū)風(fēng)光電發(fā)展?jié)摿Υ?/p>

1.四省區(qū)風(fēng)光電裝機(jī)和發(fā)電量穩(wěn)步上升

從裝機(jī)規(guī)?？偭縼砜?，晉蒙陜新四省區(qū)風(fēng)光電裝機(jī)規(guī)模穩(wěn)步提升。其中，風(fēng)電裝機(jī)規(guī)模（6000千瓦及以上）從2010的1173萬千瓦上升到2022年（截至11月）的10186萬千瓦，太陽能裝機(jī)規(guī)模（全口徑）從2018年的3518萬千瓦上升到2022年（截至11月）的5931萬千瓦。

但從裝機(jī)規(guī)模占全國比重看，四省區(qū)合計規(guī)模占比逐年下降。其中，風(fēng)電裝機(jī)（6000千瓦及以上）占比從2010年的39.66%下降到2022年（截至11月）的29.1%；太陽能發(fā)電裝機(jī)（全口徑）占比從2018年的20.1%下降到2022年（截至11月）的15.9%。

結(jié)合表3可見，2010年四省區(qū)風(fēng)電裝機(jī)主要布局的內(nèi)蒙古，建設(shè)千萬千瓦級風(fēng)電基地，且占全國比重較高，達(dá)到33.81%。隨著風(fēng)電產(chǎn)業(yè)快速發(fā)展，全國裝機(jī)規(guī)?？焖偕仙?022年11月已達(dá)到3.50億千瓦。在此期間，內(nèi)蒙古風(fēng)電裝機(jī)規(guī)模雖穩(wěn)步提升，但占比下降較快，由33.81%下降到12.11%。同時，山西、陜西、新疆風(fēng)電裝機(jī)規(guī)模增長迅速，特別是山西、新疆，截至2022年11月兩省區(qū)風(fēng)電裝機(jī)規(guī)模分別達(dá)到2292萬千瓦和2489萬千瓦，占全國比重分別為6.54%和7.10%。

從太陽能發(fā)電裝機(jī)數(shù)據(jù)看，四省區(qū)在全國位勢明顯弱于風(fēng)電。截至2022年11月，全國太陽能發(fā)電裝機(jī)達(dá)到3.72億千瓦，四省區(qū)裝機(jī)分別為1599萬、1483萬、1435萬和1414萬千瓦，占全國比重分別為4.3%、4.0%、3.9%和3.8%。這體現(xiàn)了太陽能發(fā)電全國開花的特點(diǎn)，特別是東部和南方發(fā)達(dá)地區(qū)太陽能發(fā)電發(fā)展較快。

從發(fā)電量來看，四省區(qū)風(fēng)電、太陽能發(fā)電量分別從2015年的669.7億千瓦時和127.7億千瓦時，上升到2020年的1520.7億千瓦時和620.4億千瓦時，占全國風(fēng)光發(fā)電量的比重分別由36.1%和32.3%，下降到32.6%和23.8%。

結(jié)合裝機(jī)規(guī)模數(shù)據(jù)分析，2020年四省區(qū)以占全國32.01%的風(fēng)電裝機(jī)提供占全國32.6%的發(fā)電量，以占全國19.3%的太陽能裝機(jī)提供占全國23.8%的發(fā)電量?？梢姡氖^(qū)太陽能發(fā)電效率明顯較高，體現(xiàn)了四省區(qū)太陽能資源條件好的特點(diǎn)。其中，內(nèi)蒙古、新疆、山西分別以占全國4.3%、4.1%、4.5%的裝機(jī)提供了占全國7.1%、6.0%、6.1%的發(fā)電量，效率突出。

2.四省區(qū)風(fēng)光電新增裝機(jī)占全國比重持續(xù)較高

從新增裝機(jī)規(guī)模看，四省區(qū)風(fēng)光新增裝機(jī)占全國比重一直較高。尤其是風(fēng)電新增裝機(jī)，最高的2015年，有44.8%的新增風(fēng)電裝機(jī)落在四省區(qū)。2022年1—11月，有613萬千瓦、占全國（1—11月為2252萬千瓦）27.2%的風(fēng)電新增裝機(jī)布局在四省區(qū)。太陽能發(fā)電方面，四省區(qū)新增裝機(jī)占全國比重近年來穩(wěn)定在10%～20%，2016年占比最高達(dá)到29.1%，2021年占比為11%。2022年1—11月有385萬千瓦新增項(xiàng)目落在四省區(qū)，占全國的5.9%。

結(jié)合未來風(fēng)光大基地建設(shè)布局可知，內(nèi)蒙古風(fēng)光發(fā)電裝機(jī)規(guī)模將大幅增長，發(fā)電量占全國比重也將迅速提升，在全國的地位將進(jìn)一步加強(qiáng)。

3.四省區(qū)可再生能源電力消納比重較高

國家對可再生能源消納實(shí)施權(quán)重管理，每年設(shè)置了可再生能源電力總量消納責(zé)任權(quán)重和非水電消納責(zé)任權(quán)重，同時分別設(shè)置消納權(quán)重的最低值和激勵值。2020年晉蒙陜新四省區(qū)非水電消納責(zé)任權(quán)重的最低值分別為16%、16.5%、12%、10.5%，激勵值為17.6%、18.2%、13.2%和11.6%。從實(shí)際消納情況看，2020年四省區(qū)可再生能源電力占其用電量比重分別為16.8%、19.5%、13.6%和10.9%，均較好地完成了消納任務(wù)，其中內(nèi)蒙古、陜西均超過激勵值水平。2021年，四省區(qū)非水電消納責(zé)任權(quán)重進(jìn)一步提高，最低值分別為19%、19.5%、15%和12.5%，激勵值分別為20.9%、21.5%、16.5%和13.8%。四省區(qū)作為風(fēng)光發(fā)電裝機(jī)、發(fā)電量大戶，同時在電力消納權(quán)重上也高于其他地區(qū)。

如圖11所示，除個別省份、個別年份外，2015—2020年四省區(qū)可再生能源電力消納比重均高于同期全國平均水平。期間，全國可再生能源電力消納比重從5.0%上升到11.4%。四省區(qū)中，山西消納比重從7%增長到16.8%，高于同期全國平均；內(nèi)蒙古消納比重持續(xù)較高，2020年達(dá)到19.5%，高于全國平均8.1個百分點(diǎn)；陜西消納比重增長最為明顯，2015年僅為2.7%，自2018年開始高于全國平均水平，2020年達(dá)到13.6%；新疆僅2020年略低于全國平均水平，其他年份均保持在10%以上，且高于全國平均水平。

二、煤電與風(fēng)光電融合發(fā)展面臨的問題

（一）煤電發(fā)展要兼顧保供和新能源需要，定位轉(zhuǎn)變條件亟待完善

黨的二十大提出，加快規(guī)劃建設(shè)新型能源體系。這是在建設(shè)新能源電力占比逐漸提高的新型電力系統(tǒng)基礎(chǔ)上，進(jìn)一步加大電能與其他形式能源的轉(zhuǎn)換融合，但核心仍是建設(shè)新型電力系統(tǒng)。這就需要落實(shí)“先立后破”原則，盡快轉(zhuǎn)變煤電主力電源角色，向可調(diào)節(jié)電源轉(zhuǎn)變，促進(jìn)新能源電力消納。但現(xiàn)實(shí)情況是，晉蒙陜新是我國煤電主要供應(yīng)地，其煤電外送量占全國比重一直較高，在電力緊張時承擔(dān)重要保供任務(wù)。同時，四省區(qū)新能源資源豐富，煤電仍需作為新能源電力上網(wǎng)調(diào)峰電源。因此，既要承擔(dān)保障電力安全的任務(wù)，又要兼顧新能源發(fā)展，轉(zhuǎn)變角色面臨困難。此外，四省區(qū)產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)也以煤炭及相關(guān)產(chǎn)業(yè)為主，能耗高，煤炭消費(fèi)占能源消費(fèi)的比重高。煤電轉(zhuǎn)型還要同步解決產(chǎn)業(yè)轉(zhuǎn)型問題，如果轉(zhuǎn)型過快，易影響地方經(jīng)濟(jì)發(fā)展，進(jìn)而影響電力保供，形成負(fù)循環(huán)。

（二）煤電定位轉(zhuǎn)變的基礎(chǔ)性制度仍不健全

轉(zhuǎn)變煤電定位不能片面追求降比例，更要重視保障煤電發(fā)展的基本需要，實(shí)現(xiàn)“軟著陸”。煤電定位轉(zhuǎn)變?nèi)悦媾R體制性障礙：一是煤電聯(lián)動不暢。一方面，煤炭供應(yīng)仍受國家政策干預(yù)，煤炭生產(chǎn)受設(shè)計生產(chǎn)能力和核定生產(chǎn)能力限制，超產(chǎn)入刑等政策大大降低煤炭生產(chǎn)積極性。另一方面，煤電在電力市場中作為電價基準(zhǔn)，而市場化價格機(jī)制仍不完善，上浮受限，煤炭成本疏導(dǎo)機(jī)制不完善。二是煤電定位轉(zhuǎn)變涉及收益機(jī)制變化，電力市場、價格機(jī)制仍不確定。隨著新能源電力規(guī)?？焖僭黾樱娋W(wǎng)不可控性電源比例快速上升，對輔助服務(wù)需求巨大。煤電是最為經(jīng)濟(jì)的調(diào)峰電源，但要解決煤電因電量下降無法彌補(bǔ)其成本的問題，亟需建設(shè)容量交易市場以維持必要的煤電容量。三是四省區(qū)煤電外送多用于支撐東部發(fā)達(dá)地區(qū)，但碳排放統(tǒng)計制度仍不完善。我國能耗“雙控”政策正在向碳排放“雙控”轉(zhuǎn)變，目前的情況是與電力相關(guān)的能耗計在消費(fèi)地，不影響供給地的能耗指標(biāo)；但碳排放仍計在供給地，將影響供給地的碳排放總量。調(diào)研發(fā)現(xiàn)，這種限制對當(dāng)?shù)仨?xiàng)目安排、產(chǎn)業(yè)發(fā)展影響較大。

（三）新能源發(fā)展仍需要解決電價、市場等問題

目前，我國加快建設(shè)新型電力系統(tǒng)，大幅提升新能源比重，國家已規(guī)劃4.55億千瓦裝機(jī)風(fēng)光大基地，主要分布在內(nèi)蒙古等地區(qū)，但大規(guī)模新能源電力并網(wǎng)消納仍面臨難題。內(nèi)蒙古等地雖新能源資源豐富，但當(dāng)?shù)仉娏ω?fù)荷規(guī)模并不大，新能源電力本地消納的空間有限，大部分電力需要外送，對外送通道、調(diào)峰電源配備等要求較高。與此同時，新能源發(fā)展進(jìn)入無補(bǔ)貼時代，需加快完善市場機(jī)制以支持新能源投資，引導(dǎo)投資預(yù)期。目前，新能源電力進(jìn)入市場的機(jī)制仍不健全。綠電交易雖已逐步推開，但現(xiàn)有機(jī)制是與“綠證”綁定，限制了綠電交易規(guī)模，新能源電力綠色價值大打折扣。此外，分布式電源作為新能源電力重要載體，其參與電力交易仍難實(shí)現(xiàn)，“隔墻售電”舉步維艱。

（四）二者融合面臨土地、通道等要素供給問題

保障煤電與新能源電力融合發(fā)展面臨要素保障不足難題。調(diào)研發(fā)現(xiàn)，有地方利用煤礦塌陷區(qū)發(fā)展光伏發(fā)電，但因土地性質(zhì)屬林地，而土地與林業(yè)部門數(shù)據(jù)不互通、不一致，使得國家規(guī)劃明確了的土地指標(biāo)在林業(yè)口徑上未能及時同步，阻滯項(xiàng)目落地。同時，新能源電力項(xiàng)目對土地需求大，有些新能源項(xiàng)目用地指標(biāo)不好落實(shí)。且新能源項(xiàng)目用地布點(diǎn)與國家電網(wǎng)電力接入點(diǎn)規(guī)劃并不完全協(xié)調(diào)，出現(xiàn)相距較遠(yuǎn)電力接入困難的問題。此外，四省區(qū)新能源電力大部分需要外送，但外送通道仍未完全確定。以內(nèi)蒙古鄂爾多斯為例，該市“十四五”期間規(guī)劃新增新能源裝機(jī)5000萬千瓦，但目前確定的兩條外送通道可配送2400萬千瓦，其他新增裝機(jī)的電力外送通道仍未確定。

三、促進(jìn)煤電與風(fēng)光電融合的總體思路和實(shí)現(xiàn)路徑

“雙碳”目標(biāo)下，應(yīng)按照“先立后破”總原則，充分考慮煤炭主體能源國情，穩(wěn)步推進(jìn)煤電由“主力電源”向“主力電源與服務(wù)電源并重”轉(zhuǎn)變，發(fā)揮煤電可靠性和可控性優(yōu)勢，平抑新能源電力間歇性、波動性，促進(jìn)煤電與新能源電力融合發(fā)展。適應(yīng)新能源電力占比逐步提高的要求，迫切需要加快煤電靈活性改造，增強(qiáng)煤電調(diào)峰調(diào)節(jié)能力；充分利用煤電廠區(qū)、煤礦塌陷區(qū)等開發(fā)光伏發(fā)電，打捆外送“煤電+風(fēng)光電”，促進(jìn)風(fēng)光火儲、風(fēng)光火氫等分布式電源發(fā)展；提升新能源電力預(yù)測精準(zhǔn)度，促進(jìn)虛擬電廠、智能微網(wǎng)等發(fā)展，健全電力市場功能，提高本地消納能力，提升電力系統(tǒng)自洽能力；妥善解決新能源電源投資、價格機(jī)制、市場建設(shè)、通道建設(shè)以及煤電容量電價機(jī)制等問題，夯實(shí)電力結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型基礎(chǔ)。

（一）提升煤電靈活性和可調(diào)節(jié)性

將煤炭清潔高效利用作為長期重要工作來抓，推動煤電節(jié)能降耗改造、供熱改造和靈活性改造“三改聯(lián)動”，切實(shí)提升煤電調(diào)節(jié)性能。對存量煤電項(xiàng)目實(shí)施靈活性改造，開展供熱機(jī)組靈活性改造，推廣應(yīng)用“熱電解耦”技術(shù)改造，推動純凝機(jī)組實(shí)施運(yùn)行優(yōu)化改造，降低啟停成本，提升電力調(diào)頻調(diào)峰效率；對新增煤電項(xiàng)目，明確以調(diào)峰、調(diào)頻、備用、黑啟動等服務(wù)為目標(biāo)實(shí)施建設(shè)，鼓勵新建煤電機(jī)組通過主輔機(jī)設(shè)計優(yōu)化，降低新建煤電機(jī)組最小技術(shù)出力水平。綜合運(yùn)用“云大物智移”先進(jìn)技術(shù)，優(yōu)化各類電源與儲能配比，打造高端、智能、綠色多能互補(bǔ)型智慧電廠。逐步有序淘汰煤電落后產(chǎn)能。

（二）促進(jìn)“風(fēng)光煤打捆”外送消納

我國能源分布與負(fù)荷中心呈反向分布，大規(guī)模風(fēng)光基地布局在西北地區(qū)，主要在內(nèi)蒙古等沙漠地帶，但消費(fèi)地主要在東部沿海地區(qū)，“西電東輸”需求大。為克服風(fēng)光電力波動性和間歇性，需統(tǒng)籌考慮煤電作為調(diào)峰電源，采取“風(fēng)光煤打捆”方式實(shí)現(xiàn)電力平穩(wěn)外送。按2030年風(fēng)光電量2.5萬億千瓦時（配備1/3的煤電電量約0.8萬億千瓦時）、60%分布在三北地區(qū)、80%電量外送計算，約1.2萬億千瓦時（含煤電計約1.6萬億千瓦時）電量需要外送，約需架設(shè)30～40條特高壓線路?？梢钥紤]通過“風(fēng)光煤打捆”方式，實(shí)現(xiàn)新能源電力的平穩(wěn)外輸，解決電力消納問題。

（三）支持“風(fēng)光火儲氫”一體化發(fā)展

新型電力系統(tǒng)下，電網(wǎng)架構(gòu)將由“集中式、長距離骨干網(wǎng)為主”向“骨干網(wǎng)+源網(wǎng)荷一體化配電網(wǎng)并重”轉(zhuǎn)變。目前電網(wǎng)架構(gòu)通過特高壓方式將三北地區(qū)新能源電力向東部負(fù)荷地區(qū)輸送。隨著新能源并網(wǎng)比例提高，若僅通過集中式、長距離方式輸送，需要投入大量成本解決新能源間歇性、波動性問題，骨干通道投資規(guī)模龐大，且建設(shè)空間受限。未來，應(yīng)以配電網(wǎng)為主戰(zhàn)場，大力發(fā)展“風(fēng)光火儲氫”源網(wǎng)荷儲一體化配電網(wǎng)絡(luò)。這種配電網(wǎng)既是受電端，也是分布式電源，可參與反向調(diào)峰。應(yīng)充分運(yùn)用人工智能、物聯(lián)網(wǎng)等信息技術(shù)，創(chuàng)新微電網(wǎng)、智慧能源、虛擬電廠等模式，提升電網(wǎng)智能化水平，有效熨平新能源電力波動，提升就近消納風(fēng)光電力的能力。同時，積極發(fā)展固態(tài)電池、鈉離子電池、氫儲能等新型儲能技術(shù)，按照煤電、風(fēng)光電力裝機(jī)規(guī)模配備儲能，促進(jìn)“風(fēng)光火儲”互補(bǔ)聯(lián)動，實(shí)現(xiàn)“源隨荷動”，進(jìn)一步提升電網(wǎng)平穩(wěn)運(yùn)行能力。大力發(fā)展可再生能源制氫產(chǎn)業(yè)，加快利用風(fēng)光棄電制氫，既可促進(jìn)風(fēng)光消納，保障電網(wǎng)安全運(yùn)行，又可利用棄電資源。探索谷電制氫、離網(wǎng)制氫、網(wǎng)電制氫等多種模式，發(fā)揮氫能作為清潔二次能源和能源轉(zhuǎn)換載體的作用。開展“氫—電”融合試點(diǎn)，以“風(fēng)光火”電力協(xié)調(diào)組成小型制氫電網(wǎng)，構(gòu)建氫儲運(yùn)體系，實(shí)現(xiàn)低成本、規(guī)模化綠氫供應(yīng)。

（四）創(chuàng)新煤電與風(fēng)光電力融合商業(yè)模式

一是利用煤電廠區(qū)或煤礦塌陷區(qū)發(fā)展光伏發(fā)電。晉蒙陜新煤電廠多位于郊區(qū)或接近煤礦區(qū)，在不影響電廠安全生產(chǎn)的前提下，可充分利用廠區(qū)和生活區(qū)建筑屋頂，以及煤礦塌陷區(qū)，建設(shè)分布式光伏電站。可與煤電共用輸電線路和變電設(shè)施，實(shí)現(xiàn)并網(wǎng)。光伏發(fā)電與煤電協(xié)調(diào)出力，可就近消納，富余電量并入?yún)^(qū)域電網(wǎng)統(tǒng)一調(diào)度。二是鼓勵煤電廠區(qū)、煤礦區(qū)內(nèi)重卡使用綠電。適應(yīng)風(fēng)光電力逆峰特性，推廣換電重卡理念，將煤電廠區(qū)、煤礦區(qū)內(nèi)重卡改造或重置為換電重卡，在用電低谷時段采用風(fēng)光電力進(jìn)行充電，降低充電成本，提高風(fēng)光電力利用率?？蛇M(jìn)一步推廣換電重卡模式，在長途高速沿線布局充換電站，引入風(fēng)光電力谷電充電，配備必要的煤電應(yīng)對高峰時段需求，提升風(fēng)光電力本地消納能力。

四、促進(jìn)煤電與風(fēng)光電融合發(fā)展的政策建議

（一）合理定位科學(xué)發(fā)展煤電

一是夯實(shí)煤電作為電力安全保障的基本定位。在新能源電力比例逐步提高的同時，確保煤電裝機(jī)容量配備合理，在電力短缺時期調(diào)得動、用得上、頂?shù)米?。要理順煤炭、電力體制關(guān)系，形成主要由市場決定的煤炭供需結(jié)構(gòu)，減少人為干預(yù)，倡導(dǎo)市場化煤電聯(lián)動機(jī)制，探索電價改革，促進(jìn)煤炭成本合理反映到電力價格當(dāng)中，引導(dǎo)煤炭供需。二是促進(jìn)煤電向可靠性和可控性等服務(wù)電源角色轉(zhuǎn)變。將煤電作為大規(guī)模發(fā)展新能源電力的重要保障。以歐洲為例，歐洲雖然大力發(fā)展可再生能源，但在電力系統(tǒng)中仍然保留大量的煤電機(jī)組，確保煤機(jī)容量在電力短缺時可以使用。在當(dāng)前烏克蘭危機(jī)引發(fā)電力緊張局勢下，歐洲才有能力重啟煤電以緩解電力壓力。因此，亟需明確煤電在新能源發(fā)展中的重要作用。三是優(yōu)化煤電參與市場機(jī)制。適應(yīng)煤電向服務(wù)電源轉(zhuǎn)變要求，優(yōu)化煤電參與市場機(jī)制，引入容量電價，彌補(bǔ)煤電收益，促進(jìn)煤電收益模式由電量收入為主向容量收入為主轉(zhuǎn)變，逐步降低煤電發(fā)電量，同時保留必要裝機(jī)容量，提供保供和電力平衡服務(wù)。

（二）健全適應(yīng)新能源發(fā)展的電力體制

一是加快建設(shè)全國統(tǒng)一的適應(yīng)高比例新能源交易的電力市場。規(guī)范統(tǒng)一電力市場的基本交易規(guī)則與技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)，推動新能源電力全部進(jìn)入電力現(xiàn)貨市場，提供必要的補(bǔ)貼或差價合約機(jī)制，探索實(shí)施“強(qiáng)制配額制+綠證交易”方式，促進(jìn)新能源發(fā)展。完善跨區(qū)域電力交易市場，破除電力交易以省為實(shí)體的界限，健全送電端、受電端市場機(jī)制，合理體現(xiàn)送出電量價值，便利電力跨區(qū)交易。建立容量交易市場。二是完善分布式發(fā)電市場化交易機(jī)制。鼓勵風(fēng)光火儲氫一體化分布式電源參與市場交易，出臺價格政策，支持分布式電源、自備電廠、儲能電站、虛擬電廠、微電網(wǎng)等參與現(xiàn)貨交易，落地“隔墻售電”。三是理順綠電、綠證和碳市場等之間關(guān)系。促進(jìn)“證電分離”交易，提升綠證交易活躍度，鼓勵發(fā)達(dá)地區(qū)更多消費(fèi)綠證以完成綠電消納任務(wù)。探索綠證市場與碳排放市場銜接，改變碳市場解決碳排放權(quán)在高碳企業(yè)或地區(qū)間優(yōu)化配置的做法，強(qiáng)制要求高碳企業(yè)參與綠證市場，購買綠證以抵消碳排放量，體現(xiàn)綠電綠色價值。四是健全成本有效疏導(dǎo)的電價機(jī)制。引導(dǎo)工商業(yè)和居民用戶主動增加新能源電力消費(fèi)。健全現(xiàn)貨市場價格體系，支持新型儲能參與現(xiàn)貨市場交易。完善峰谷電價政策，拉大峰谷價差。引導(dǎo)用戶調(diào)整用電習(xí)慣，主動參與削峰填谷。建立新能源電力、配電側(cè)、用戶側(cè)、電網(wǎng)端共同分?jǐn)傒o助服務(wù)費(fèi)用機(jī)制，探索將部分輔助服務(wù)費(fèi)用向用戶側(cè)疏導(dǎo)。

（三）統(tǒng)籌解決電力外送、跨區(qū)消納問題

一是統(tǒng)籌解決新能源大基地電力外送問題。鼓勵發(fā)電側(cè)合理發(fā)展煤電以平抑新能源電力波動性和間歇性，按照新能源電力開發(fā)規(guī)模配備一定比例的先進(jìn)煤電項(xiàng)目指標(biāo)。同步規(guī)劃電力送出通道，統(tǒng)籌下游消納，推動建成投產(chǎn)一批、開工建設(shè)一批、研究論證一批多能互補(bǔ)輸電通道。二是促進(jìn)發(fā)電、電網(wǎng)及用戶側(cè)儲能設(shè)施建設(shè)。對配備儲能設(shè)施的，給予一定的價格補(bǔ)貼，鼓勵儲能設(shè)施參與電力市場獲取收益。三是促進(jìn)新能源電力本地消納。對就近消納的電量給予過網(wǎng)費(fèi)優(yōu)惠，鼓勵風(fēng)光離網(wǎng)制氫，提供網(wǎng)電支持，風(fēng)光電力余量可并網(wǎng)銷售。四是進(jìn)一步完善新能源電力跨區(qū)消納機(jī)制。改變當(dāng)前新能源電力供應(yīng)地本地消納權(quán)重明顯高于其他省份的做法，促進(jìn)消納權(quán)重向電力消費(fèi)地傾斜，最終實(shí)現(xiàn)各地消納權(quán)重相同，共同承擔(dān)清潔能源消納任務(wù)。五是加快輸電網(wǎng)絡(luò)智能化改造。優(yōu)化完善各區(qū)域特高壓交流網(wǎng)架，推動各區(qū)域內(nèi)部主網(wǎng)架在現(xiàn)有基礎(chǔ)上進(jìn)一步延伸加強(qiáng)，持續(xù)推進(jìn)配電網(wǎng)智能化改造，便利分布式電源接入和新能源消納，不斷提升新能源外送供應(yīng)水平和電力安全保障能力。

（四）加強(qiáng)土地、技術(shù)創(chuàng)新等政策支持

一是妥善解決大基地建設(shè)用地問題。落實(shí)國家有關(guān)土地規(guī)劃，統(tǒng)一規(guī)劃口徑，優(yōu)化電網(wǎng)接入政策，合理規(guī)劃電力送出工程，落實(shí)送出工程用地指標(biāo)。推動煤礦塌陷區(qū)土地性質(zhì)改換，在不影響生態(tài)環(huán)境前提下，合理開發(fā)建設(shè)光伏電站。二是加強(qiáng)可再生能源前沿技術(shù)和核心技術(shù)裝備攻關(guān)。推進(jìn)高效太陽能電池等關(guān)鍵技術(shù)突破，加快推動關(guān)鍵基礎(chǔ)材料、設(shè)備、零部件等技術(shù)升級。推動可再生能源與人工智能、物聯(lián)網(wǎng)、區(qū)塊鏈等新興技術(shù)深度融合，發(fā)展智能化、聯(lián)網(wǎng)化、共享化的可再生能源生產(chǎn)和消費(fèi)新模式。三是提升煤電技術(shù)水平。開展煤電在役機(jī)組及系統(tǒng)高效寬負(fù)荷、靈活性、提質(zhì)增效、節(jié)能減排、深度調(diào)峰、機(jī)組延壽和智慧化等技術(shù)研究和應(yīng)用。發(fā)展煤電多能耦合及風(fēng)光水儲多能互補(bǔ)發(fā)電、碳捕集利用與封存、煤氣化聯(lián)合循環(huán)發(fā)電及煤氣化燃料電池發(fā)電等技術(shù)及裝備。

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