当前，我国电力能源供给正在由主要是依靠煤电逐渐转变为更多依靠风电、光伏等新能源发电。然而，我国电力行业的转型不可一蹴而就，必须综合考量战略定位、技术水平、商业模式、成本收益等多种因素，在确保能源安全的前提下，推动能源系统低碳转型平稳过渡。

  截至目前，我国已经建成了世界上顶级规模、远距离输送能力最强的电力系统。截至2022年底，全国累计发电装机容量25.6亿千瓦，220千伏及以上输电线万千米。我国电力系统的主要特征是“大电源”“大电网”“大用户”“源随荷动”。而在“大电源”中，煤电作为主力电源占据着主体地位，2022年全口径煤电发电量占全口径总发电量比重为58.4%。

  然而，近年来随着以风电、光伏发电为代表的新能源发电技术慢慢的提升，新能源发电的供电成本不断降低，竞争力逐步的提升，装机容量占比快速增加。截至目前，我国光伏和风电均已基本进入平价无补贴发展新阶段。

  与传统电力系统相比，新型电力系统的“新”主要体现在：“集中式和分布式相结合”“电网柔性智能化”“产消合一”“源荷互动”。在电源结构方面，煤电、新能源的定位发生互换，集中式的煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型，分布式为主的新能源则成为主体能源；在电网形态方面，传统的单向逐级输配电向包括交直流混联大电网、直流电网、微电网和可调节负荷的能源互联网在内的多种形态并存转变，电力技术更加柔性和智能化；在需求侧方面，大量用户成为发用电一体的“生产型消费者”，终端负荷特性从传统的纯消费型向生产与消费兼具转变；由于发电侧可控性减弱，用电侧波动加大，“源随荷动”必须向“源荷互动”转变，以此实现电力系统供需的实时平衡。因此，从总体趋势来看，煤电的主体地位必然会被新能源发电所取代。

  根据第三方研究机构能源转型研究所（Entri）的定义，“成熟技术”是合理运行维护能够产生高效的普遍运用的技术。目前，煤电技术有将近150年的发展历史，技术已非常成熟和完善。

  我国的能源资源禀赋以及经济发展格局也决定了当前煤电依然是确保我国能源供应安全的压舱石和基本盘。在发电技术方面，我国的超超临界常规燃煤发电技术已达到世界领先水平，空冷技术、循环流化床锅炉技术已处于世界领先水平。在污染治理方面，我国火电厂治理技术总体达到世界领先水平，部分领域达到世界领先水平。在机组效率方面，随着煤电机组“上大压小”、供热机组比重的提高和节能技术改造普遍实施，煤电机组效率逐步的提升，我国煤电机组当前的平均效率水平达到43%。

  2021年，国际能源署（IEA）在其《能源技术展望2020》研究报告中，将技术成熟度划分为原型期、示范期、早期应用期、成熟期。该报告认为，太阳能光伏、风能、煤电结合CCUS已经处于早期应用期，也就是仍然需要政策支持才能扩大推广的时期。风电、光伏发电具有煤电所不具有的优势，例如我国风电、太阳能资源蕴藏量巨大，资源分布广泛，具有可再生性和清洁性等特点；叠加政策扶持，我们国家新能源发电技术才得以在极短的时间内从原型期、示范期过渡发展到早期应用期。

  但是，新能源发电技术本身尚不完善，还面临诸多新的制约因素。新能源具有间歇性和波动性特点，大量随机性、波动性强的新能源电源并网后，电力系统的电力电量难以维持平衡，必须配套建设调峰电源或者储能系统；而这将会增加新能源发电项目的建设成本，使其相对于煤电的成本优势降低。由于风能资源、太阳能资源本身的单位体积内的包含的能量较低，所以光伏电站和风电场需要占用大量土地资源，在土地租金普遍上涨以及基本农田、生态保护和城镇开发“三线”限制下，也导致新能源发电的获得成本不断攀升。此外，在风电零部件领域，作为对风力发电中可靠性影响的最大部件，高端轴承市场主要被瑞典、德国、日本、美国等国家的大型轴承企业垄断，我国目前主要依赖国外进口，很容易受制于人。

  而且，与煤电高度依赖于煤炭资源类似，新能源发电技术高度依赖包括锂、钴、镍、稀土以及铜和铝在内的上游大量金属资源，而风电机组和光伏电站的常规使用的寿命通常只有20年左右。据有关数据统计，仅到2030年我国就有超过3万台风电机组迎来退役期，退役光伏组件总量超过6000万千瓦，产生玻璃、塑料、铝等超过200万吨的固态废料，而废弃淘汰的光伏板、风机叶片、电池含有铅、锡、镍、镉等有毒有害于人体健康的物质，若处理不当，也将产生较大的土地污染和水污染。综上所述，从技术的角度来看，在短期内新能源发电技术没办法完全替代煤电技术。

  过去100多年来，以煤电为主体的传统电力系统所对应的商业模式是“中心化”的商业模式。这种“中心化”表现为，供给端以煤炭基地和负荷中心为中心；传输端以“输电”大通道和“输煤”大通道为中心。在供给端，燃煤电厂的地理位置通常位于煤炭资源富集地区，或者位于电力负荷中心较近的地区。我国现存煤电装机量前10的省份包括山东、内蒙古、江苏、广东、河南、新疆、陕西、安徽、河北、山西，合计占全国煤电总装机的60%以上，其中山西、内蒙古、陕西和新疆都是煤炭年产量超过1亿吨的大省，而广东、山东、江苏、浙江则是全国电力负荷中心，2021年这4个省份全年用电量都超过5000亿千瓦时，其中广东、江苏、浙江最高用电负荷均突破了1亿千瓦。在传输端，由于我国煤炭资源和煤炭需求呈逆向分布，经过多年发展我国构建了“西电东送”“北电南供”“西煤东运”“北煤南运”的大运输通道。截至2022年底，我国已有35条特高压线路投入到正常的使用中，跨区跨省输电能力达3亿千瓦；我国还先后建成了大秦铁路、朔黄铁路、瓦日铁路、塔吉铁路等晋陕蒙煤炭外运通道，2022年全国铁路累计发运煤炭26.8亿吨，占全国煤炭产量58.8%。

  新能源发电技术的进步在某一些程度上对燃煤发电“中心化”商业模式进行了解构。在供给端，大量的小型清洁能源装置如太阳能光伏电池组、小型燃气轮机、小型风机等分布式供能设备的出现，使得电力、热力的生产来源不再局限于一次能源附近的大型集中式燃煤电厂，此外工业园区、建筑楼宇等能源负荷中心也开始有能力生产本地化的能源；在传输端，传统的大电网将形成以大电网为主导、多种电网形态相融并存，配电网与微电网配合大电网进行电力市场供需调配，配电网大规模接入分布式电源，而微电网推动分布式可再次生产的能源发电就地平衡消纳，发挥终端用能交互与自治协调作用。像户用光伏、“光伏+”、综合能源产业园等“去中心化”商业模式的形式和种类在不断涌现。

  任何一种商业模式的最终目的是向用户传递价值主张，“为了谁”决定了商业模式的价值传递对象。燃煤发电是工业文明的产物，煤电的技术特征决定了煤电的商业模式主要服务于第二产业的工业用户。2021年，我国第二产业用电量占全社会用电量的比重为67.5%，占据绝对地位；全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量37787亿千瓦时，占全社会用电量比重为45.5%，直接参与电力市场交易的主要为燃煤发电企业和电量消费大的终端用户。而新能源发电是生态文明的产物，主要通过“去中心化”的商业模式服务于第一产业、第三产业以及居民用户。例如，以户用光伏为例，截至2021年底，我国户用光伏项目累计装机规模突破40吉瓦，达到41.81吉瓦，累计安装户数达到243.4万户，主要服务于居民用电。因此，从现实来看，燃煤发电“中心化”商业模式和新能源“去中心化”商业模式可完全并存且错位竞争。

  为适应“双碳”目标下构建新型电力系统发展要求，进一步解决交易规则不统一、跨省跨区交易存在市场壁垒等问题，国家发展改革委和国家能源局于2022年1月出台了《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（简称“《2022指导意见》”），确立了“统一市场、两级运作”模式。截至2022年底，我国共建立了2个区域电力交易中心（北京电力交易中心和广州电力交易中心）和32个省级电力交易中心。

  电力作为特殊的商品，其物理属性是相同的，但是在市场上的价值表现与时间和空间紧密关联，此外在特殊情况下与电源种类也紧密关联。例如，一天内不同时刻负荷大小不同，负荷高的时刻发电成本高，负荷低的时刻发电成本低，分时电价反映不同时刻的边际机组发电价格；不一样的地区电力资源供求关系不同，负荷中心发电资源稀缺，发电成本高，电源中心发电资源富裕，发电成本低，节点（分区）电价反映不一样的地区的边际机组发电价格；符合国家相关政策要求的风电、光伏等可再次生产的能源发电企业上网电量作为绿色电力产品，其价格除了包含电能量价格，还包括绿色环境价格，而煤电公司制作的电量则没有环境溢价。

  因此，在电力市场化的背景下，煤电企业产出的电能和新能源企业产出的电能虽然是同质商品，但是它们的价格发现和价格决定原理并不完全相同，归根结底在于它们的成本收益结构完全不同。在不同时期的外部约束下，它们的成本收益结构也是在动态变化中。从成本结构来看，煤电的成本通常包括固定成本和变动成本，固定成本中占比最大的是发电设备的折旧费用，变动成本中占比最大的是用于发电而购入的燃料费用，在“市场煤、计划电”时代，影响煤电成本的最大因素是煤炭价格；随着燃煤机组由主体性电源向灵活性电源转变，因调峰需要导致机组停运时，其成本结构中增加了启动成本，在深度调峰时启动成本将显著上升。风电的成本通常包括建设成本和运维成本，建设成本占初始投资额的80%以上，而建设成本中占比最大的是设备折旧。光伏发电的成本通常包括投资所需成本、运维成本和财务成本，其中投资所需成本占绝大部分，运维成本占比不到5%；投资成本主要由光伏组件成本、系统平衡成本（BOS）和另外的成本组成，其中组件成本占比为40%~60%，组件成本中占比最大的是电池片成本；因此，光伏发电的成本通常受到光伏组件价格的影响，而光伏组件的成本通常受到技术进步、原材料价格和规模经济的影响较大。从收益结构来看，在“市场煤、计划电”时代，燃煤电价实行的是煤电价格联动，价格由国家发展改革委调节，而在新一轮电力体制改革下，全面放开燃煤发电上网电价，实行的是“基准价+上下浮动”的市场化电价机制。而新能源发电的收益在相当长的一段时间主要来自于中央财政可再次生产的能源补贴，随着平价上网时代的到来，风电、光伏项目的收益主要根据上网电价、利用小时数，当前新能源发电上网电价按当地燃煤发电基准价执行，新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价。

  2022年欧洲爆发的能源危机以及欧洲国家重启煤电再次昭示，能源转型必须建立在供应安全的基础上，主体能源的替代不能破坏能源系统自身的安全稳定运行。当前，我国正以超前速度发展新能源发电，来自国际能源署的预测表明，2022~2027年，我国将占全球可再次生产的能源新增装机容量的近一半。然而，从多维角度来看，煤电对于确保我国能源系统的安全稳定发挥着新能源发电难以替代的作用。在当前电力市场化改革的背景下，借助市场化机制，煤电和新能源能轻松实现一体化发展。为此，笔者提出如下建议。

  第一，从技术角度来看，燃煤发电和新能源发电可以相辅相成，必须抛弃“只有淘汰燃煤机组才能为新能源发电争取发展空间”的急功近利思维，要发挥市场机制作用，促进两者协同发展。目前，中国的煤电机组普遍服役年限较短，远未达到退役年龄，提前退役将产生巨额搁浅资产，易引发利益冲突和金融风险。因此，可以鼓励新能源企业以投资和节能改造效果分成等商业模式参与煤电机组改造升级，也能借助发电权交易实现新能源机组与煤电机组之间的上网电量替代；同时，还可以鼓励实行机组改造的煤电公司参与新能源项目开发，优先配置新能源建设指标。

  第二，从商业模式来看，燃煤发电和新能源发电可以各取所需，必须抛弃“非此即彼”的发展思维，全国各省份应因地制宜，设计适合本地区的能源转型路径。对于内蒙古、山西等煤炭以及煤电大省，同时又具备良好的新能源资源，应将新能源发电与煤电转型相结合，从煤炭基地转为清洁电力生产基地，统一送出，统一调度，提高送出通道利用率，提升新能源消纳能力。对于浙江、江苏、广东等负荷大省，应充分的发挥煤电机组距电力负荷更近、技术先进、运行年限短的优势，建立以可再次生产的能源为主，以煤电结合CCUS、核能为辅的多种技术组合的电力供应体系。

  第三，从成本收益来看，燃煤发电和新能源发电可以互利共赢，必须抛弃“你死我活”的竞争思维，尝试在项目开发、投资、建设、运营等不同环节开展相互合作，实现互利共赢。燃煤发电企业通常资金实力比较雄厚，现金流较为稳定，而新能源发电企业通常收益较为稳定，毛利率比较高。因此，燃煤发电公司能够为新能源发展提供充足资本金，有助于解决新能源发电融资难的问题；新能源电量作为绿色电力，能够轻松的享受环境溢价，同时设备利用小时数能获得保障，利润率高，有助于改善当前燃煤发电企业纯收入状况。

  本文刊载于《中国电力企业管理》2023年02期，郭水文供职于国家能源集团党校，陈勇供职于中国中元国际工程有限公司

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