编者按：当前世界范围内能源转型加速，国家电网公司也提出建设具有中国特色国际领先的能源互联网企业的战略目标。建设能源互联网是承接国家能源安全新战略，推动电网和发展高质量发展的关键。在新时代和新战略下，对能源互联网的认识也需要不断深化。国网能源院能源互联网研究所聚焦于能源互联网基础理论、综合能源系统规划优化与市场机制、能源电力转型发展、能源互联网新技术新元素、城市智慧能源系统等领域开展了深入研究。本专栏围绕能源互联网关键问题，从理论研究、模型方法和经验实践等方面展开，结合相关成果和研究思考与读者进行交流分享。

文章导读：煤电是我国的主力电源，长期以来对支撑电力安全可靠供应做出了巨大贡献。近年来，煤炭生产与消费对生态环境造成的负面影响受到社会各界的广泛关注。我国的资源禀赋条件决定了煤炭在能源和电力结构中的重要地位在相当长时期内不会改变，但煤炭消费减量化应成为我国中长期能源发展中的重要趋势。同时，我国煤电产能扩张与利用水平偏低长期并存，防范化解煤电产能过剩风险成为深化供给侧结构性改革的重要着力点。本文结合我国中长期能源电力发展展望研究，对未来我国煤电的总量演化、布局调整、功能转变等发展方向进行了研判，对推进我国煤电高质量发展提出了政策建议。

一、总量演化趋势

随着能源清洁低碳化转型要求日益迫切，我国未来煤电装机规模总量和角色定位成为能源电力发展的焦点问题。与此同时，我国“富煤、贫油、少气”的资源禀赋特征决定了煤炭在我国能源供应中的基础地位，并且集中发电是一种相对清洁的煤炭利用方式，因此我国控减煤电的程度和速度不宜盲目效仿其他国家。

当前我国电力需求增长超出预期，加之电气化进程深入推进，需要持续滚动修正电力需求预测，在此基础上科学确定煤电合理装机规模。根据我国电力系统整体规划模型测算结果，我国煤电装机容量还将保持10年左右的小幅增长，于2030年前后达峰，峰值约为13亿千瓦左右。2040年，煤电容量逐步下降至约10亿千瓦左右；2050年，下降至约7-8亿千瓦左右。

二、布局调整趋势

从区域布局来看，华东地区与华北地区是中长期煤电减量化潜力最大的区域，2050年装机容量相对于当前水平都将下降1亿千瓦左右。东北地区、华中地区、西南地区、南方地区煤电减量化潜力适中。西北地区煤电达峰时间最晚，将持续增长至2035年前后，达到近3.5亿千瓦，2050年装机规模仍高于当前水平。我国仍需在西北资源富集区建设一批技术先进的煤电机组。第一，从经济性角度，在西北地区建设煤电机组有助于发挥大基地集中开发利用资源的低成本优势，依托大电网在全国范围内优化配置资源。第二，从环境承载力角度，东中部地区煤电密度高、环境污染问题严重、控减煤电压力较大，考虑到我国仍然需要一定煤电增量，在环境承载能力相对较强的西部北部地区布局煤电机组是合理选择。第三，从系统安全角度，西北地区是我国优质的风电和太阳能发电资源区，大规模新能源装机并网消纳对电网安全形成一定挑战，需要常规发电机组与之配合，支撑新能源高效消纳利用。

从在电源结构中的份额来看，未来我国煤电装机容量占比呈持续下降趋势，2050年全国煤电装机占比下降至15%左右。除西南地区电源结构特殊外，其余地区煤电装机普遍下降至当地电源结构的约10%-20%区间。

三、功能转变分析

煤电将逐步由电量供应主体向电力供应主体转变。在系统规划阶段的电力平衡中，由于新能源发电出力的不确定性与反调峰特性，其置信水平非常有限。风电机组在电力平衡中的置信度通常为5%-20%；光伏发电机组由于在夜间没有出力，对晚高峰电力平衡贡献为0，因此对于最大负荷出现在夜间或者最大负荷出现在午间但晚高峰与午高峰相差不大的情况无法计入电力平衡。因此在高比例新能源电力系统中，煤电的电力保障供应作用显得较为重要，到2050年煤电仍将是电力平衡的最大贡献者，贡献度超过四分之一。在电量供应方面，煤电需尽可能为清洁能源腾出空间，仅部分高参数大容量煤电机组和热电联产机组仍将发挥其高效供应电量的作用。2035年，我国煤电机组平均利用小时将降至约3000-3500小时；2050年，将进一步降至约2500-3000小时。

煤电机组将更多参与系统调峰运行。在新型储能逐步推广应用的同时，煤电将长期是我国最经济可靠的电力调节资源。一方面，我国有大量煤电存量机组，如能通过灵活性改造挖掘20%-30%的调节潜力，则可释放出巨大的调峰容量。另一方面，相对于建设调节电源、抽蓄、储能等，煤电灵活性改造是成本最低的系统灵活性提升方式。但并非所有煤电机组都适合深度调峰运行，例如近年来我国建设的一批超超临界机组，降出力运行会明显影响其运行效率。因此对不同煤电机组应采取差异化策略，着重挖掘容量参数偏低的煤电机组调峰潜力。

基于生产模拟结果来看，煤电将长期在我国电力系统中发挥关键作用，在电力平衡和系统调峰中占据重要位置，我国未来始终需要保持一定规模的煤电机组参与电力系统调度运行。出力规模方面，以2035年夏季最大负荷周和冬季最大负荷周为例，煤电出力分别大致在8亿-12亿千瓦、6亿-11亿千瓦左右；2050年夏季最大负荷周和冬季最大负荷周，煤电出力均大致处于4亿-7亿千瓦区间，煤电的可靠稳定出力对于系统电力平衡起到不可替代的作用。出力位置方面，煤电将长期处于基荷和腰荷位置，2050年系统仍需部分高参数大容量煤电机组承担基荷，同时部分机组将在腰荷发挥调峰作用。在午间新能源大发阶段，煤电机组大幅压减出力为新能源创造消纳空间；在下午光伏出力逐渐减小到晚高峰时段（即“鸭子曲线”的“脖子”部分），煤电将作为最主要的灵活调节资源根据系统需要提高出力，保障高比例新能源电力系统安全稳定运行。

四、政策建议

防范化解煤电产能过剩风险，应充分利用当前我国供给侧改革、电力体制改革和国有企业改革等有利因素，近期以控制新增产能和淘汰落后产能为抓手，远期以完善市场建设为目标，系统推进我国煤电产能疏解工作，保障煤电行业平稳健康发展。

一是有效控制新增产能，促进煤电布局西移。持续研究我国煤电合理装机容量，有效把控新增产能规模与布局，加强不同电源之间、电源与电网之间的统筹协调规划。通过滚动修订电力发展规划、指导监督省级电力规划等手段，建立约束机制，合理控制新增煤电项目，谨慎审批自备电厂，有序发展热电联产。尤其是在环境污染问题较为严重的东中部地区，应从严控制煤电发展规模。在西部地区，可根据实际情况科学推进大型煤电基地开发，实施煤电一体化发展，促进我国煤电布局向西部转移。

二是有序淘汰落后产能。综合考虑技术水平、资源禀赋、地理区位、能源供需、环境保护等方面因素，建立落后产能负面清单，主要针对中小规模、高能耗、高污染的煤电企业有序化解现有过剩产能，优先淘汰煤电机组密度高、空气污染严重的东部地区产能。鉴于我国近年来投入大规模资金建设的高参数大容量机组调峰运行会造成效率降低、排放增加，去产能时宜适度保留部分60万、30万千瓦的亚临界机组，充分挖掘其调峰与备用价值。

三是建立有利于煤电产业健康发展的体制机制。长期来看，需建立健全煤电企业的市场化运营机制，结合电力市场改革、混合所有制改革、市场准入制度改革等方面政策，不断提高煤电领域的市场化和开放水平。加快建立辅助服务市场，完善辅助服务市场规则，以经济激励引导煤电完成角色转变。鼓励煤电企业间的纵向兼并重组，增强企业抗风险能力。