2018年底的中央经济工作会议认为，我国经济运行主要矛盾依然是供给外侧结构性的，必需坚决以供给外侧结构性改革居多线不挽回，更加多采行改革的办法，更加多运用市场化、法治化手段，在稳固、强化、提高、通畅八个字上下功夫。近年来，电力领域供给外侧结构性改革获得了突出成绩，特别是在是煤电生产能力获得有效地掌控，年度追加装机由2015年的5400万千瓦大幅度减少至2018年的2900万千瓦，超过2003年以来的最低水平，火电机组平均值利用小时数由2015年的4165小时回落至4361小时。同时，煤电对增进新能源消纳的承托起到更进一步显出，2018年我国弃风率7.2%，同比上升4.9个百分点，弃光率3.0%，同比上升2.8个百分点。当前，我国煤电装机已突破10亿千瓦，作为电力领域的主力军，如何引导电力行业高质量发展，逐步形成对现代能源经济体系的有效地承托，是煤电行业发展急需探究和思维的关键问题。

一、煤炭生产能力掌控会放开，但电煤比例维持快速增长，煤电建设仍有一定空间从能源消费结构看，2013年我国煤炭消费总量超过近年来阶段性峰值42.4亿吨，此后不受经济增长速度换档、能源洗手低碳转型拒绝、生态环境制约等因素的影响，2016年煤炭消费总量上升到38.5亿吨。近两年，大位投资的政策拒绝提高了钢铁、建材等行业煤炭市场需求，2018年煤炭消费超过39.3亿吨。根据《能源发展十三五规划》(以下全称《规划》)，2020年煤炭消费总量占到一次能源比重须要降到58%。

2018年底，我国煤炭消费比重首次高于60%，降到59%。同时，年底中央经济工作会议明确提出的八字方针将稳固三去、一叛、一调补成果放在首位，煤炭生产能力掌控会放开，预计我国煤炭消费总量未来将会在2020年前后超过峰值区间。

在煤炭消费结构方面，《规划》拒绝到2020年，将电煤比例提高到55%。近年来电煤消费比重不受电力市场需求波动影响特征显著：2015年在电力市场需求断崖式暴跌的情况下，电煤消费比重由2013年的47.6%减少至46.3%;但2016年后电力市场需求增长速度超强预期，电煤比例急剧回落，2018年已提升至52.9%。从全球范围看，2018年电煤消费比重平均水平是78%，美国和欧盟堪称分别超过93%和82%。

此外，目前我国平燃煤和骑侍郎烧煤比例合计高达20%，远高于欧盟、美国5%以内的水平，导致很大的环境污染和资源浪费。随着电力市场的逐步成熟期和新能源发电边际成本优势渐渐突显，追加用电市场需求将主要由新能源发电符合，电煤消费增长速度放缓，但电煤消费比重仍将持续提高，煤电仍有一定的发展空间。

二、煤电发展有适当竖立峰值意识和底线思维我国工业化较慢发展阶段，电力市场需求低增长速度、风光等替代发电能源技术经济性严重不足等都要求了以粗犷的电力供应符合刚性的电力市场需求是最引人注目的阶段性特征，也是煤电建设的高峰期。随着我国经济增长速度换档，电力整体供需形势已由偏紧绷改向稍严格，电力供应总体供应不足和局部短时缺口的现象共存。在电力规划工作中，业界低看低、较低看较低的现象是最重要原因之一，特别是在是2015年以来电力市场需求增长速度短期大幅度波动，以及电力基础设施的长周期、强劲路径倚赖特性对立逐步突显。一方面是煤电机组平均值利用小时数不低，另一方面是2018年山东、河北南部电网、安徽、华中等地区仅次于电力缺口较2017年呈圆形不断扩大趋势。

当前，对于煤电发展，笔者建议从两个方面谨慎对待。第一，我国煤电发展有适当竖立峰值意识，须要科学研判、耐心对待电力市场需求增长速度的大幅度波动，防止新一轮的煤电生产能力不足。若按照十四五十五五期间年均电力市场需求增长速度分别为3.7%和2.3%左右考虑到，我国煤电规模超过11.5亿～12亿千瓦才可符合电力供应市场需求。

面临近年来电力市场需求的高增长速度，业界对中长期电力市场需求快速增长预期有所提高，若十四五十五五期间年均电力市场需求增长速度按照4.5%和2.9%左右考虑到，煤电峰值有可能突破13亿千瓦。电力市场需求随经济形势变动较小，但煤电运营周期数十年，对这种变动周期差异的考虑到尤为重要。第二，无论是从我国能源资源禀赋、还是从电力行业现状看，煤电在电力系统的基础性地位一定时期内会转变，一定规模的煤电不可或缺，特别是在是部分地区的安全性确保机组建设，要竖立底线思维。

多达，2003年以来，我国煤电装机转入较慢发展期，年均快速增长5000万千瓦左右，其中65%以上集中于在东中部地区。按照原设计20～30年经济寿命考虑到，如不对煤电机组展开延寿改建，东中部地区在2025年以后，将有大量煤电机组除役。但追加煤电项目主要集中于在西部、北部地区，未来局部地区的电力确保必须专责谋划、提早布局。

三、外部成本内化是未来煤电发展的最重要挑战美国夏威夷大气观测研究机构近期公布数据表明，大气层中的二氧化碳含量首次突破415ppm，刷新人类问世以来的历史最高值。当前全球二氧化碳浓度增长速度已多达《巴黎协议》预期，气候变化不仅是能源领域的最重要议题，也是我国参予全球管理的重要一环，煤电碳排放成本的内部化是未来发展的最重要挑战。当前，着力减少用能成本、承托实体经济发展是能源行业的最重要愿景。考虑到煤炭等大宗商品价格随供给外侧结构性改革的了解前进维持高位，若必要大范围征税碳税势必会激化用能成本下跌压力，因此，目前征税碳税尚能不具备实行条件。

相对而言，碳交易是更为保守的措施，可通过试点运营的方式逐步推广，大大建构和完备我国的碳管理体系。在政策引领下通过市场化手段探寻合理的碳排放成本，以增进实体经济可持续发展为目标，引领产业结构调整、培育低碳产业发展新的动能。2010年10月，我国首次明确提出创建和完备碳排放交易制度。

2012年6月，深圳月启动了中国第一个碳排放交易平台。截至2018年底，我国的碳排放交易量已近8亿吨，总计碳排放交易额在110亿元以上。

从过去几年情况看，湖北碳排放交易量占到比多达40%，北京碳排放交易所价格最低，超过52.72元/吨。未来，虽然煤电碳排放成本可以相结合电力辅助服务盈利等方式对冲，但外部成本的减少仍不会带给较小的压力，须要提早谋划。

四、煤电不应更加大力调整定位，引导电力行业高质量发展洗手低碳、安全性高效是电力行业发展的核心拒绝，煤电既要为清洁能源留出空间，又要作为平稳、灵活性的电源充分发挥基础性起到。当前我国煤电装机已突破10亿千瓦，有条件、更加有适当主动调整定位，引导电力行业的高质量发展。特别是在是以风光为代表的清洁能源发电在时间维度上具备季节性、时段性的波动和随机特点，在地域上又受限于资源产于不平衡，必须多资源有序、横跨时空互济，对电力系统的灵活性和均衡能力明确提出更高拒绝，煤电灵活性改建是当前最经济、最简单的措施之一。《电力发展十三五规划》明确要求十三五期间三北地区火电灵活性改建2.15亿千瓦。

根据各省调研搜集情况，截至2018年11月底，三北地区已完成改建规模只有4009万千瓦，其中大约60%(合计2380万千瓦)在东北地区。毕竟，主要是电力辅助服务市场价格机制充分发挥了最重要起到。涉及数据表明，2018年度东北电力有偿调峰辅助服务费用合计27.8亿元，平均价格0.525元(实际最低出有清价格1元，实际低于出有清价格0.16元)，低于当地燃煤标杆电价，且东北96%的辅助服务补偿费用都用作调峰。此外，西北、华北等电力辅助服务市场逐步完善，目的以市场机制逐步代替传统行政拒绝的方式提高煤电参予调峰等辅助服务的积极性。

2018年我国电力辅助服务补偿费用最低的三个区域就是西北、东北和华北区域，补偿费用占到网际网路电费比重分别超过3.17%、1.82%和0.61%，也是我国新能源发展最慢的地区。随着未来新能源渗透率的更进一步提高，电力系统对辅助服务的市场需求将更为急迫，市场价格的适当变动也不会更为合理。煤电企业不应及时第一时间政策变动，并从机组调节能力内部挖潜、灵活性改建、内部电力市场培训等方面提早布局，主动走进舒适度区，积极参与调峰、可用、调压等辅助服务，提高系统调节能力和整体运营效率，联合做到大蛋糕。综上，作为我国能源电力领域的压舱石和稳定器，煤电对于建构洗手低碳、安全性高效能源体系终将充分发挥最重要的基础性起到。

未来需在维持峰值意识和底线思维的基础上，以清洁化和灵活性改建为抓手，主动调整发展定位，引导能源电力行业高质量发展，为国家现代能源经济体系建设贡献更大力量。

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