即便中國能源的消費結構與輿論導向扭曲著現實力場，但一個毋庸諱言的事實是，煤電仍是中國電力供應的絕對主體能源。
來自中國電力企業聯合會（簡稱“中電聯”）的統計數據顯示，2018年，中國煤電44829億千瓦時，佔全社會用電量64.97%；煤電裝機100835萬千瓦，佔53.07%。
但硬幣的另一面，煤電的地位也已不同往日。煤電最早誕生於英國。當愛迪生1882年在倫敦開設Holborn Viaduct發電站時，這個世界首個煤電廠也開啟了人類第一次工業革命的大門，直到今日，即便在全球範圍內，煤電仍是世界能源供給重要部分。
但人類的普世共識倒逼著煤電的生存空間。從全球到中國，煤電對於環境的負面效應廣受詬病。煤電的產業環保困境，批評者認為其一是燃煤電廠煙氣含有多種汙染物，包括一氧化碳、二氧化硫、氮氧化物、粉塵等，這些氣體排入空中，汙染空氣；其二、煙氣中含有大量二氧化碳，導致全球氣溫升高。
2015年12月12日，《巴黎協定》簽署，為控制全球氣溫上升，約200個締約方在巴黎氣候大會上籤約，相約控制各自溫室氣體排放。
為落實減排目標，歐洲各國列出去煤時間表。先是英國，計劃到2025年關閉所有的煤電廠；繼而法國，宣佈到2021年關閉所有燃煤電廠，然後德國、芬蘭、荷蘭等國相繼確定去煤計劃。
中國是《巴黎協定》締約國之一。中國國家主席習近平承諾，2030年中國碳排達峰，非化石能源佔一次能源消費比例達到20%。
“十三五”期間，控制煤炭消費量、發展綠色低碳能源，是能源政策導向。能源供給背景下，結構調整成為主要任務。
此外，為治理大氣汙染，2013年國務院發佈《大氣汙染防治計劃》，提出進行煤炭中長期總量控制，加強散煤利用治理，要求煤電廠進行環保改造，並限制京津冀、長三角、珠三角等區域新建煤電廠。
多種因素作用下，“十三五”期間，煤電增速高開低走。
統計數據顯示，2018年，煤電發電量同比增長7.29%，裝機增長僅為2.31%。在新增發電裝機容量中，煤電2018年新增3056萬千瓦，同比降低12.79%。
一面是煤電的汙染、碳排惡名，一面是風電、光伏等清潔能源的崛起，“十四五”期間，中國煤電的產業政策頂層設計再一次成為業界關注焦點。
這關乎中國能源大消費既定方向中，各方利益主體的零和博弈，或正和共榮。
煤電的誤解
霧霾壓國。煤電成為眾矢之的。
2013年，霧霾大規模爆發。當年1月，在霧霾重災區北京，僅有5天不是霧霾天，口罩出行成為京城新景象。報告顯示，中國最大的500個城市中，只有不到1%的城市達到世界衛生組織推薦的空氣質量標準。2014年1月，國家減災辦、民政部首次將危害健康的霧霾天氣納入2013年自然災情進行通報。
2013年9月，國務院發佈《大氣汙染防治計劃》，決心大力整治空氣汙染，其中最重要的是改變能源結構，進行煤炭中長期總量控制，作為煤炭最重要的利用形式，煤電也在防治範圍內。根據《大氣汙染防治計劃》，煤電廠必須進行環保改造，並限制京津冀、長三角、珠三角等區域新建煤電廠。
由於公認燃煤是霧霾的主要成因，而煤炭的最大用戶又是煤電，於是，煤電被普遍認為是導致霧霾的元兇。
但這實際是一種誤解。
“不要將煤電和煤炭畫等號，也不要將煤電和霧霾畫等號。”電力規劃設計總院規劃研究部副主任劉世宇表示。
2017年9月，中電聯發佈了《中國煤電清潔發展報告》，報告顯示，在北京，以及更大範圍的京津冀，燃煤汙染物排放佔整個京津冀霧霾成分的34%。
國網能源研究院研究顯示，2016年煤電耗煤約14.95億噸，佔全年煤炭消費量43.2%。煤電是名副其實的煤炭第一大用戶，但並不代表是汙染第一大戶。
2007年，國家發改委就和環保部門聯合下文，要求煤電機組進行脫硫改造；2015年，發改委、環保部、能源局又聯合發文，要求煤電進一步進行超低排放改造。
中電聯報告顯示，2016年，我國單位火電發電量煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放量分別降至0.08克、0.39克和0.36克，達到世界先進水平。從1979-2016年，火電發電量增長17.5倍，煙塵排放量比峰值600萬噸下降了94%，二氧化硫排放量比峰值1350萬噸下降了87%，氮氧化物排放量比峰值1000萬噸左右下降了85%。
京津冀汙染物排放的主因是散煤的燃燒。環保部調查顯示，京津冀區域每年燃煤散燒量超過4000萬噸，佔京津冀煤炭用量的十分之一，對煤炭汙染物排放量的貢獻總量卻達一半左右。
據此計算，京津冀地區，散煤燃燒排放的汙染物是煤電的7倍左右。根據環保部調查，散煤汙染物排放佔煤炭汙染物排放約50%,而煤電汙染物排放佔霧霾成分34%，則意味著煤電汙染物排放實際僅佔霧霾成分2.4%左右。
多位業內人士認為，推進電能替代，將散煤燃燒，轉化為煤電形式，實際有利於降低汙染物排放，提高煤炭燃燒效率。
煤電負外部性的另一條是二氧化碳排放，二氧化碳是一種溫室氣體，大量排放會導致全球氣溫升高。《巴黎協定》正是為了控制溫室氣體制定。
多家電力諮詢機構人士表示，對於電力的“十四五”規劃，中國承諾的“碳排2030達峰、非化石能源佔一次能源20%”是規劃研究的外部硬性約束條件，所有的預測都基於這一條件進行，在這一約束條件下，“十四五”煤電仍然具有發展空間。
國情最優方案
中國正在努力提倡煤炭的清潔高效利用。通過煤電機組的環保改造，中國的煤電廠都對外宣佈可以達到相當於天然氣發電的排放水平，甚至將來比天然氣發電更清潔（近零排放）。
對於諸多關注中國能源消費的國人來說，為什麼不直接用天然氣發電？或者，為什麼不使用沒有排放的風電、光伏來替代煤電是他們經常提出的產業之問。
事實上，從能源安全的維度考慮，煤炭是中國儲量最豐富的能源。相比煤炭，石油、天然氣的對外依存度年年攀登新高。
今年3月，《中國油氣產業發展分析與展望報告藍皮書》在北京發佈。報告顯示，2018年，中國油氣對外依存度雙創新高，其中石油對外依存度逼近70%，天然氣對外依存度升至45.3%。
相比而言，2018年中國煤炭產能36.8億噸，煤炭消費量為39億噸。與此同時，煤炭業還在持續推進去產能，以遏制煤炭產能過剩。
此外，電力系統運行需要煤電。相比煤電、天然氣發電等，風電、光伏靠天吃飯，屬於不可控的間歇式能源。
隨著風電、光伏在電力系統中的比例增長，電力系統的安全運行，必須面對的一個現實問題是，風電、光伏的間歇式供應外，如何保證電力系統的穩定可持續。
內蒙古的案例可以作一註解。
內蒙古擁有豐富的風電資源，風電開發也走在全國前列。到2011年，內蒙古風電裝機已經達到全國第一。但由於本地消納有限，外送通道又不暢，內蒙古棄風問題成為關注焦點。
數據顯示，2011年蒙西棄風比例23%，2014年一季度棄風比例創下45.2%的棄風記錄。即使在情況好轉的2015年，內蒙古棄風率也高達18%，棄電91億千瓦時。
2016年、2017年，由於棄風率高企，國家能源局將內蒙古歸為紅色預警區域，禁止新建風電項目。2018年，內蒙古棄風緩解，才解除紅色預警。
令人始料未及的是，內蒙古原本本地消納不足，導致棄風棄電，但從2018年開始，反而出現供電不足的現象，當地諸多工業大戶不得不面對限電境況。
內蒙古限電困局首先爆發的主要地區是烏蘭察布。從2018年國慶往後，烏蘭察布就頻頻發生限電事件。
調研公司報告稱， 烏蘭察布限電2018年10月最為嚴重，11月開始逐漸恢復，春節期間限電影響已幾乎沒有，但春節過後限電再次嚴重。
今年4、5月，疊加熱電機組檢修影響，供電出現嚴重缺口。6月，因系統出力不足，烏蘭察布地區又限電用電100萬負荷。7月中旬，烏蘭察布再度限電。
一位電力研究人士表示，過去蒙西電網是將風電、光伏負荷預測折算10%計入電力平衡，近年來，為了更多消納可再生能源，風電、光伏負荷預測已經摺算90%計入電力平衡，在這一電力平衡模型下，關停了大量的煤電機組，導致氣象因素作用下，風電、光伏停止出力，託底的在運煤電機組又爬坡能力不足，進而導致電力用戶間歇式限電。
風電、光伏等不可控能源在電網中比例增長，導致在供電側，需要更多的調峰資源。作為可再生能源發展的先行者，德國早有先例。
一位電力研究人士表示，風電、光伏在電力系統中比例到達一定比例（15%-20%）後，每高一個百分點,對電力系統的調峰要求都是質的改變。
據介紹，2013年，德國有223天對傳統能源出力進行調整，以適應風電、光伏波動性特質；2014年，調整天數上升到3 30天。從電量來看，2014年，德國為適應新能源的調整電量為5197吉瓦時（GWH），2015年就變成了16000吉瓦時了。
另外，在用電側也出現了新的變化。
近年來，工業用電增長放緩，而居民用電則保持快速增長。相比工業用電預測、調度，居民用電的預測和調度則難得多，用電側負荷的波動性也更大；這意味著，不管在供電側還是在用電側，負荷的波動性都在加大，都需要更多的調峰資源。
另外，電力系統的容量也不足。近年來，東南部省份，如河南、江蘇、浙江、湖南等地，在區域地區高峰出現供電缺口。今年夏季前，國網各地區公司發佈預測，估算高峰時段供電缺口達千萬千瓦。
這些供電缺口與過去大面積缺電不可相提並論。負荷監測顯示，迎峰度夏期間97%以上尖峰負荷的持續時間也只有幾個小時或十幾小時。
這意味著為滿足尖峰負荷時段電力平衡，最經濟的方法，是調節電力用戶，在尖峰時段減少用電。東部省份正在推進的需求側響應，即從用戶角度進行削峰填谷。
需求側響應之外，只能加大區域內備用機組容量，在供電不足時頂上，或者加強區域電網聯繫，互相調劑。
但不論是備用機組還是調峰機組，中國的選項都很有限，可供選擇的可控發電機組主要包括煤電、天然氣發電和儲能，相較而言，煤電具有最優的經濟性。
可再生能源機組搭配儲能，可以成為可控電源，但成本更高。目前，儲能充放一次成本約在0.5元/千瓦時，僅儲能成本就高於煤電；有研究測算顯示，煤電運行成本要比天然氣發電低25%。
劉世宇認為，在“十四五”期間，即使讓核電、水電、天然氣發電、風電、太陽能發電、儲能等，以及需求側響應充分發展，還是不足以滿足電力供應安全需求，仍然需要適度發展煤電機組，這也是中國國情下最現實、最經濟的選擇。
煤電增量幾何？
“十四五”期間煤電以調峰角色為主，有無可能通過增加現有煤電機組靈活性來提升調峰資源，而不必新增煤電機組？
“如果說煤電不發展，我是堅決反對的。” 劉世宇說，從電力系統運行角度看，煤電在十四五期間肯定要有增量。
另外，由於電力是一個資金密集型、長週期行業，配套“十三五”核准的西電東送重要輸電通道的煤電項目，實際已經陸陸續續開工；還有一些涉及民生供暖的熱電聯產機組，也已經核准開工。
這意味著“十四五”煤電將形成增量已正在進行的事實。
中電聯圍繞電力中長期發展，聯合有關電網公司、發電企業開展了一系列研究。中電聯《“十四五”及中長期電力需求預測》提出，中國電力需求還處於較長時間增長期，但增速逐漸放緩。
預計2020年、2025年我國全社會用電量分別為7.6萬億、9.5萬億千瓦時，“十三五”、“十四五”期間年均增速分別為5.9%、4.5%；2030年、2035年我國全社會用電量分別為10.5-1.2萬億、11.5-12.4萬億千瓦時，“十五五”、“十六五”期間年均增速分別為2.1%-3.4%、1.7%-2.2%。
“十四五”期間，煤電的發展空間要從電量平衡和電力平衡兩個層面看，既要滿足電量平衡又要滿足電力平衡。
從電量平衡看，目前煤電利用小時數僅為4300小時左右，而煤電機組本身的利用小時數完全可以達到5500小時以上，按照目前已建在建的11億千瓦煤電測算，至少可以增加1.3萬億千瓦時，考慮其他類型電源增加的發電量，“十四五”期間煤電幾乎沒有建設空間。
從電力平衡看，由於新能源發電有效容量低，在用戶需要用電的時候，可能出現沒有風、沒有光的情況，新能源就沒有出力。以2018年的運行數據為例，用電高峰時段一般是晚上6-9點，風電能夠參加電力平衡的容量不到裝機的10%，光伏基本是零。因此，為滿足電力平衡要求，需要建設一定規模的煤電裝機來“託底保供”，即在控制新能源合理棄風棄光的前提下，供給側最大限度地發展可再生能源、優先利用可再生能源，消費側合理消減尖峰負荷，在此基礎上，電力缺額部分由煤電來保障供應。
中電聯行業發展與環境資源部副主任張琳表示，“十四五”期間，中國至少需要新增1. 5億千瓦煤電裝機。
目前，新能源佔總裝機比重為18.6%，抽蓄、氣電等靈活調節電源佔總裝機的比重僅為5.9%；中電聯預計，相比於2018年，2025年我國新能源佔總裝機比重將提高6個百分點，而靈活調節電源比重僅提高3.5個百分點。
中電聯報告顯示，隨著新能源快速發展和用電特性變化，系統對靈活性電源需求將不斷提高，煤電機組將更多承擔系統調峰、調頻、調壓和備用功能。煤電在系統中的定位將逐步由電量型電源向電量和電力調節型電源轉變。
“十四五”期間，新增煤電裝機將更多扮演承擔電力系統中調節型電源的角色。相比之下，其他調節能源難擔系統調節重任。
中電聯報告還進一步指出，截止2018年底，中國抽水蓄能電站總裝機2999萬千瓦。預計“十四五”末抽水蓄能裝機約8000萬千瓦；天然氣發電方面，截止2018年底，全國氣電裝機8375萬千瓦，但由於中國天然氣資源不足，對外依存度達45.3%，而且天然氣發電成本高，度電燃料成本約0.50元，現有的氣電70%以上是熱電聯產項目，調節能力有限。中電聯樂觀估計“十四五”末氣電裝機約1.8億千瓦。儲能電站目前受安全性、經濟性等因素制約，尚未達到大規模商業化應用條件。
另外，為提高系統調節能力，對現有煤電機組進行靈活性改造，也是一個現實的選擇。
破解新能源消納難題，涉及電源、電網、用戶、政策、技術等多個方面，需要多措並舉。
張琳認為，丹麥新能源負電價政策在解決新能源消納方面具有借鑑意義，但這是在丹麥電力系統具備充足調節能力的前置條件下，通過價格槓桿，選擇最具性價比的調節資源。
“中國調節資源嚴重不足。”張琳說，煤電機組的靈活性改造，是基於中國國情的現實選擇，解決的是調節資源有無的問題。
重建收益機制
“十四五”期間，中國需要發展一定的煤電來保證電力系統的安全運行，但另一個問題是，還有沒有公司願意投資煤電？
煤電已經不再是一門好生意。煤電目前絕對主導的收益機制，仍然是通過上網售賣電量作為收入來源，煤價不變條件下，上網電量高、電價漲則收入漲，反之則收入下降。
但煤電的設備利用小時數離設計值的5500小時還有相當距離。中電聯數據顯示，2018年，6000千瓦及以上火電機組設備利用小時為4378小時，2017年則為4219小時。
劉世宇預計，由於煤電的系統作用和定位逐步發生變化，2025年前後煤電設備利用小時數能保持在4300小時以上，到4500小時左右，各地區有差異，可能回不到前一個發展階段5000以上的設備利用小時數。
設備利用小時數不達設計值，同時，原本為平衡市場煤的煤電聯動機制（2020年取消煤電聯動）失效，導致煤電機組無法疏導原料煤漲價的成本壓力，煤電廠大面積虧損。
來自中電聯的報告指出，截止2018年10月底，燃煤發電企業平均虧損面達58.94%，前三季度虧損額達282億元。按照當前電煤價格、標杆電價和機組年利用小時數測算，只有百萬機組存在微利，其餘30萬、60萬級機組處於虧損狀態。
這意味著，在現行機制下，“十四五”所需的新增煤電機組無法對投資商形成吸引力。
另一方面，存量煤電機組靈活性改造也同樣吸引不起電力公司的興趣。《電力發展“十三五”規劃》中提出，“十三五”期間“三北”地區完成煤電機組靈活性改造約2.15億千瓦。
截至2019年5月，“三北”地區累計完成火電機組靈活性改造5078萬千瓦，僅完成規劃目標的24%。其中，華北地區煤電靈活性改造完成25%，西北地區完成更少。
業內公認，煤電機組靈活性改造技術不是問題，難題在於捋清其中的利益關係，建立更為科學的利益分配機制。
在當下煤電機組依靠出售上網電量獲得收入的模式下，煤電深度調峰機組年利用小時數必然會大幅下降，直接影響企業收益。
以丹麥為例，丹麥的火電利用小時數從調峰前的5000小時下降到了調峰後的2500-3000小時，通過現貨市場價格調節，調峰收入仍然確保了其可以獲得合理的收益。
中國電力現貨市場還在試點階段。不過東北是國內最早試運行輔助服務市場的地區。
事實上，由於東北地區因調峰輔助服務政策出臺早、補償力度大，企業改造積極性高，試點煤電項目靈活性改造已完成80%。
一名電力行業專家講了個現實發生的故事。
東北地區經常人為設定機組最小出力，有一臺熱電聯產機組經遼寧核定可以實現最小出力，核定的人覺得技術上沒問題，“但是電廠的人，眼淚都下來了，說降不下來，用電低谷期，這個機組出力降到65%”。
後來，東北地區有了調峰輔助服務補償機制，市場激勵手段出現後，這臺機組沒有做任何改造，在保證供熱的情況下，最小出力降到了25%。
張琳認為，煤電靈活性改造，需要建立合理的利益分配機制，保障企業獲取合理補償。相比國外，我國的補償標準明顯偏低。2018年我國輔助服務補償費用占上網電費總額的0.83%，遠低於美國PJM市場的2.5%、英國的8%。
張琳提出三點建議：
一是推行標準化電煤中長期購銷合同，合理疏導煤電企業發電成本，保障各方利益。
二是優化調度運行方式，充分發揮各類機組技術特性。百萬千瓦、大部分60萬千瓦機組能耗低，應儘量帶基本負荷，保證電量收益；30萬千瓦及以下機組開展靈活性改造參與深度調峰等輔助服務，獲得輔助服務補償。
三是逐步推動補償政策向市場機制過渡，適時出臺容量電價，擴大靈活性交易品種。
事實上，主管部門也已經開始重視煤電機組的經營困境。國家發展改革委10月24日公佈《關於深化燃煤發電上網電價形成機制改革的指導意見》，明確從2020年1月1日起，取消煤電價格聯動機制，將現行燃煤發電標杆上網電價機制，改為“基準價+上下浮動”的市場化價格機制。
儘管發改委明確2020年暫不上浮上網電價，以確保工商業平均電價只降不升，但電價的上下浮動空間，給了煤電機組通過價格疏導電煤成本壓力的可能。
“十四五”期間，新增煤電機組定位調節型電源，為新能源調峰，為系統做備用容量，相關利益分配機制的建立尤為關鍵。
“問題是錢從哪裡來？”一位電力行業專家表示，目前相關利益機制的建立由地方政府牽頭推進，但進展並不順利。
涉及電力調峰的幾個當事方，新能源行業面臨退補、欠補，經營壓力巨大；煤電行業大面積虧損；兩次降低工商業電價後，電網也面臨經營壓力。
多個電力專家表示，新能源帶來的綠色清潔的電力，實際由用戶享受，理應由用戶付費買單。
但現實是，國務院今年又降低10%一般工商業電價，中央政府的政策取向是降電價而非漲電價。
劉世宇認為，現在首要的任務，是為煤電去妖魔化，確立“十四五”發展煤電必要性的共識，“之後自然會有解決方案，沒有什麼問題是解決不了的。”
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