在我国经济增速换挡、电力需求增长放缓的大环境下，火电装机增速却仍保持在高位，多地区火电设备利用小时数出现大幅下降。

在经济发展新常态下如何看待火电装机增长和利用小时数下降的矛盾，理清火电尤其是煤电未来发展的思路，对保障我国能源电力安全稳定供应，推动能源结构变革，走出一条清洁、高效、安全、可持续的能源发展之路至关重要。

煤电作为主体电源仍有增长空间

随着社会经济发展，煤电碳排放的局限性愈发体现。但是从我国能源资源分布和未来能源需求出发，在近中期，煤电作为主体电源仍有一定的增长空间。

在改革开放以来的经济高速发展时期，煤电在满足我国能源电力需求方面发挥了重大的历史作用，有力地保障了我国经济增长和社会发展。我国能源战略目标之一是发电能源结构实现低碳化，煤电的碳排放特点成为制约其发展的主要因素，但就近中期来看，煤电仍会是保障国家能源电力安全稳定供应的主体电源。

国务院《能源发展战略行动计划(2014~2020年)》指出，到2020年煤炭消费总量达到峰值——42亿吨，将占一次能源消费总量的62%。在《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014~2020年)》的规划目标中，到2020年我国电煤比重将达到60%以上。

按煤炭峰值消费水平为42亿吨计算，至2020年我国煤炭消费量尚有近6.8亿吨的增长空间，其中电煤有5亿吨的增长空间。

按照4500小时的煤电利用小时数计算，再考虑效率提升等因素，仍存在6亿~7亿千瓦左右的理论煤电增长空间。具体煤电增长空间要结合系统需求综合规划。

煤电逐渐从电量主体向容量主体转变

我国煤电与新能源发展是相辅相成的，煤电逐渐从电量提供主体向容量提供主体转变。

在能源电力低碳发展的战略目标下，近年来我国新能源装机容量和发电量都保持着超高的增长速度，但新能源天然具有随机性和间歇性特点，有效容量低，无法大规模经济存储，在参与电力平衡时有效容量通常只有装机容量的5%~10%，煤电在新能源发展上正在并持续扮演着重要角色。

首先，在电量上煤电为新能源“让路”，利用小时数下降将成为常态。

我国政策上以消纳新能源电量为优先目标，新能源在电量上必然“挤占”传统煤电发电量。2014年我国新增发电量全部来自风能、太阳能和核能，煤电有史以来首次发电量负增长。我国已向国际社会承诺，2020年“非化石能源占一次能源消费比重达到15%”，未来新能源加大发电量占比的趋势仍将延续。

其次，随着新能源加速发展和用电结构调整，系统对调峰容量的需求将不断提高，煤电是当前技术条件下最经济可靠的调峰电源。

新能源大规模接入导致系统面临的调峰压力日益增大，尤其是风电的反调峰特性更明显增加了电网调峰的难度。

根据对东北、蒙西和吉林电网的统计，风电反调峰概率分别为60%、57%和56%。其中吉林电网由于风电接入，一年期间峰谷差变大的时间平均达到210天。

另一方面，随着国家产业结构调整步伐加快，第二产业用电比例持续下降，第三产业和居民用电比例逐步上升，使得系统负荷特性发生较大变化，系统峰谷差不断加大。

以华东电网为例，2014年最大峰谷差接近全网用电负荷的1/3，节日期间峰谷比变化值是年平均值的2~3倍，调峰难度显著增加。

煤电作为调峰电源有技术经济优势

目前，我国系统中可选的调峰电源主要包括水电、气电、储能和煤电等。

水电中抽水蓄能电站调节性能优良，但受站址资源条件约束和审批建设缓慢影响，发展速度和总量有限。两步制电价一定程度上完善了抽水蓄能电站价格形成机制，但收益问题制约着各方投资抽水蓄能电站的积极性。

气电也有较强调峰能力，但我国天然气资源相对缺乏，价格一直居高不下，按比价关系计算是煤价的3~4倍。且目前已建和在建的燃气电厂大部分为联合循环供热机组，主要任务是满足供电和供热需求，调峰容量有限。

储能装置调峰响应速度快，虽技术上可行，但经济性较差，大规模实际应用还需相当长时间。

我国目前煤电机组的技术调峰能力一般可达到机组容量的50%左右，新建机组的技术调峰能力更强，且在煤耗方面不会有太大损失。

从系统角度来看，煤电作为调峰电源具有技术和经济上的优势，我国在一定时期内仍要依赖煤电作为主要的调峰容量提供主体。

为支撑新能源消纳，仍需规划新建煤电机组

最后，煤电是新能源发展的重要支撑，随着电源结构调整将逐步转变角色，担当容量提供主体。

由我国电源结构可见，2014年底我国水电比重占22.2%，气电比重占4.1%，电源构成以煤电为主，达63.3%。按2020年实现15%非化石能源利用目标测算，届时我国风电、太阳能发电装机容量至少达到3亿千瓦，为支撑新能源消纳，仍然需要规划新建一定规模的煤电机组提供调峰、调频、电压调节、黑启动等服务。

从世界范围来看，新能源的快速发展也在倒逼调峰电源建设。

以德国为例，截至2012年底，风电、光电、生物质能等新能源机组总容量已经超过7000万千瓦，年发电量已经占到总发电量的25%。

新能源占比的提高对调峰电源容量提出了更高要求，为了取代核电和配合新能源发展，整个德国已经批准和正在建设的新火电厂已近1500万千瓦，这些火电厂的调峰电价可以达到常规电价的3~5倍。

即使到2050年德国新能源比例已经高达80%，依然需要5000万千瓦左右的火电容量来保障系统的安全稳定运行。

丹麦是世界上风电消纳比例最高的国家，是以其背后强大的欧洲电网作为支撑，挪威的水电和德国等内陆国家的煤电调峰容量为丹麦的电力供应提供了重要的保障作用。

2013年，丹麦与挪威、瑞典和德国电网之间的输电容量达到628万千瓦，是其全年最大用电负荷的1.02倍，是风电装机容量的1.32倍，通过联络线跨区调峰是丹麦风电消纳的关键。

所以长期看，煤电未来将更多承担起容量提供者的角色，与新能源的发展相互支撑。

应充分利用现有煤电容量，建立完善容量市场

充分发挥煤电的支撑作用，关键是要逐步建立健全市场机制，正确引导、深入开展综合效益评估与政策制定，逐步将煤电发展成为市场容量提供主体。

对于现有煤电容量，应充分利用，通过政策逐步建立完善容量市场，引导煤电积极参与调峰等辅助服务，加强对新能源消纳的支撑。

同时应审视火电利用小时数这一重要评价指标在新形势下的适用度，考量火电定位的调整变化，建立包含发电量、辅助服务、容量供给等内容在内的火电利用小时新定义和内涵。

我国正在探索适合国情的辅助服务市场机制，在窝电较为严重的东北地区，先后颁布了《东北区域电网发电企业辅助服务补偿暂行办法》，《东北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则(试行)》以及《东北区域跨省调峰辅助服务市场交易及补偿监管办法》等一系列管理办法，为辅助服务补偿工作提供了政策支撑。

管理办法首创了机组日前调峰报价制度，鼓励有意愿、有能力、成本低的火电机组积极主动参与深度调峰，为低谷时段风电、核电释放了上网空间，同时将风电、核电纳入市场范畴，一定程度上实现了风电与火电、核电与火电之间的互济互补，具有重要的参考意义。

总的来说，在经济发展新常态下，我国煤电发展一方面要科学统筹规划;另一方面要面向需求转变定位，通过完善市场机制，激励煤电机组参与调峰、备用等辅助服务，提高系统对新能源发电的接纳能力，使煤电真正成为我国能源电力转型的主体支撑电源。