超14亿千瓦，相当于60多个三峡电站的装机容量——国家能源局数据显示，截至2023年10月底，全国可再生能源发电装机达到14.04亿千瓦，同比增长20.8%，约占全国发电总装机的49.9%。2022年，国内风电、光伏发电新增装机1.2亿千瓦，今年仅前8个月，风光电新增装机已再创历史新高。中国可再生能源装机规模的快速增长及其对煤电的历史性超越，为能源绿色低碳转型、电力行业碳排放提前达峰提供了有力支撑。
能源结构步入临界点的另一面，是电力系统安全稳定运行面临愈加复杂的“多元方程”。伴随大规模、高比例新能源接入电网，电力供应安全的内涵发生了深刻变化。风电、光伏往往“看天吃饭”，具有极热无风、极寒无光等波动性特征，极端天气的频繁来袭在放大电源侧上述缺点的同时导致电力需求激增。二者叠加，近年来夏冬季负荷高峰期保供挑战直线升级，电力供需紧张周期卷土重来。
不仅如此，高耗能产业西迁趋势下部分电力送端省份电力裕度收紧，送受端争电矛盾显现。跨区域电力互济格局生变之际，煤电与可再生能源利益进一步走向分化，电力市场不协调不平衡问题突出。在新型电力系统转型从量变走向质变的过程中，面对时间和空间两个维度的电力不平衡，亟需市场机制创新。
“在传统电力系统下，电力供应安全主要考虑的是燃料供应保障、运输条件和电网安全稳定运行等问题。在新型电力系统下，需要特别关注的一个核心问题，是当可再生能源发电机组受自然条件和气候因素影响无法提供有效出力时，如何保障电力系统安全稳定运行。”中国能源研究会能源政策研究室主任林卫斌日前接受澎湃新闻专访时表示，构建新型电力系统，一方面固然要大力发展新能源，另一方面还需要积极推进系统变革，以适应新能源占比逐步提高的要求，新能源与传统能源协同发展的体制机制有待理顺。
要实现综合成本最低的电力低碳转型，不能只有新能源开发利用的“单兵冒进”，更须适应新型电力系统的体制机制“协同作战”。转折与胶着之中，电力改革行至深处。
重塑煤电定价
煤电正处于前所未有的“危”“机”并存时刻。
一方面，煤电的装机占比与利用小时数逐年被清洁可再生能源稀释和替代的趋势难以改变，连年亏损、迄今经营形势严峻；另一方面，经历2021年的大面积限电后，煤电定位重获审视，其兜底保障和灵活调节等价值再次凸显，投资额持续回升。
业内共识是，在以新能源为主体的新型电力系统中，煤电将由传统的电力、电量主体电源向基础保障性和系统调节性电源转型。分歧则在于，为了保供万无一失，究竟还需要新建多少煤电？
有机构统计数据显示，2022年国内新增核准煤电项目82个，18个省份总核准装机达9071.6万千瓦，是2021年获批总量的近5倍。煤电路条又开闸引发诸多争议，焦点集中在这是否会带来长期高碳锁定效应并造成新的沉没投资。
“在短期内，煤电仍然是我国电力供应最可靠的保障，甚至可以说不可替代。对于是否需要新建煤电，我的观点是不能一刀切。”林卫斌对澎湃新闻表示，有必要在整个“双碳”战略进程的视野下以更长远的眼光来看待如何优化部署煤电机组建设的问题。
他强调，讨论煤电进退、疾徐时，需要着重考虑几个因素:一是各地区经济社会发展对煤电兜底保障需要的动态变化，二是新型电力系统建设对煤电作为调节性电源和备用容量需求的动态变化，三是区域间电量和电力互济能力的提升，四是现役煤电机组的可服役期限。“总体上看，还是应该尽快理顺煤电转型发展的体制机制，让合理的价格机制和市场化手段引导煤电建设和资源优化配置，避免一刀切和大起大落。”
林卫斌进一步分析称，争议背后，如何实现多重目标——既要通过煤电保供保障能源电力安全，又要通过煤电减量发展来保障能源电力清洁低碳转型，还要满足经济性要求，即不能大幅推高用能用电成本，十分考验决策者和政策执行者。“关键还是要有好的机制，特别是市场机制或者基于市场的机制。这就要求进一步加快推进我国电力中长期交易市场、现货市场、辅助服务市场等市场建设，在市场可有效运行的条件下，放松管制、放开价格。另外，还需要探索通过政府定价或通过容量市场建立合理的容量补偿机制。”
保障电力供应的一块重要拼图落地——今年11月，国家发改委、国家能源局联合印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》，自2024年1月1日起实施新的煤电两部制电价机制。该机制通过电量电价灵敏反映电力供需、燃料成本变化，通过容量电价体现煤电容量支撑调节价值，有利于推动煤电转变经营发展模式，更好地保障电力安全稳定供应。
国家发改委在答记者问中表示，“我国建立煤电容量电价机制、对煤电实行两部制电价政策，既是近年来我国新能源快速发展的现实需要，也是下一步推动新能源进一步加快发展和能源绿色低碳转型的必然要求。”
国家发改委解释称，根据市场机构测算，未来几年国内新能源装机规模还将快速增长。由于新能源发电具有间歇性和波动性，客观上需要更多的调节性资源，为电力系统提供更加充裕的调节能力。煤电是我国最重要、成本较低的支撑调节电源，推动煤电加快向提供容量支撑保障和电量并重转型，平常时段为新能源发电让出空间、高峰时段继续顶峰出力，对促进新能源进一步加快发展具有重要意义。
简言之，改的是煤电电价机制，为的是煤电找准其新定位，以及新形势下的电力安全稳定与新能源高质量发展。
值得注意的是，自今年7月中央全面深化改革委员会第二次会议定调新型电力系统“清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能” 20字方针之后，《电力现货市场基本规则》、《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作 促进可再生能源电力消费的通知》、《关于建立煤电容量电价机制的通知》等重要政策文件密集出台，新型电力系统的制度性设计趋向清晰丰满。
“单兵冒进”、“比翼齐飞”皆不可取
经济性考量是构建新型电力系统的核心命题之一，直接关乎能源转型速度与成效。
林卫斌认为，能源转型发展的目标就是要在安全性、清洁性和经济性三重目标中寻求最优解。不同目标之间具有冲突性，比如:为了提高用能的清洁性而开发利用能量密度较低且具有间歇性和不稳定性特征的风能和太阳能，就可能或者至少在一定时期内推高用能成本，从而降低用能的经济性；为了提高能源供应保障的安全性而建设大量的备用生产能力或储备大量的能源，也会降低用能的经济性。国家能源治理就是要在多重目标中把握动态平衡，寻找最优解。
“实现综合成本最低的电力系统低碳转型要‘双轮驱动’。”他强调，新能源发展在与传统能源优化组合的同时，也需协同推进能源系统变革。
2021年开始，新能源“国补”退出历史舞台。但新能源的平价上网并不等于平价利用，随着新能源规模持续高速增长，电力系统调节成本“大考”已至。
今年1-10月，全国规模以上工业发电7.333万亿千瓦时。可再生能源发电量占全国总发电量的31.8%，其中风电6968亿千瓦时、光伏4898亿千瓦时。以此计算，风、光新能源的发电量渗透率已突破15%这一业内公认的重要关口。
国内外研究表明，当新能源电量渗透率超过15%之后，电力系统成本将进入快速增长的临界点，新能源场站成本的下降难以对冲消纳新能源所付出的系统成本上升。
国家电投集团中央研究院党委书记、董事长何勇健曾撰文称，当风电、光伏总发电量占比超过30%～40%时，大电网系统的频率、电压、功角稳定极限及高昂的成本决定了其消纳新能源的天花板。从一些发达国家的经验来看，新能源占比最高仅能达40%左右，这个比例很难再提上去，在技术、经济和安全上都会有很大的难度和挑战。另据国家电网公司测算，新能源电量占比超过10%以后，每提升5个百分点将增加消纳成本0.088元/千瓦时。
安全、低碳、转型成本的“跷跷板”面前，单一能源品种的狂飙猛进难以为继、难堪重负，必须统筹考量不同能源的配合甚至耦合，以及供需双向互动。
林卫斌剖析道，新能源发展不能“单兵冒进”，风电、光伏发电等间歇性、不稳定性电源建设必然要求配套以相应规模的灵活性电源备用容量建设。否则，当风电、光伏发电因风光资源约束无法提供出力时，电力供需平衡就可能出现问题，从而危及能源供应安全。
相关案例并不罕见。尤其受极端天气常态化影响，近年来风电、光伏、水电出力时段性骤降频现，多次引发顶峰发电能力不足的危机。2021年7月某天，东北电网出现“极热无风”天气，风电出力仅3.4万千瓦，不足装机容量的0.1%；2022年8月，水电大省四川遭遇来水“极丰变极枯”的罕见急转，水电出力断崖式下跌50%，引发较严重的电力供应紧张问题。
为此，在大规模开发利用新能源的同时，应多措并举提升系统的灵活性。持续推进煤电灵活性改造、加快新型储能等调峰电源建设成为迫切需要。
但也要警惕新能源与传统能源“比翼齐飞”。
“从短期供电安全角度看，必然要求为新能源大规模发展配套充足的灵活性电源备用机组建设。但从长远角度看，新能源与传统能源‘比翼齐飞’式的能源转型之路显然是行不通的。”林卫斌表示，大规模扩大火电装机规模以提供备用容量，无疑会增加“冗余”，大幅提高系统成本并最终体现为用电成本。而且，继续扩大高碳基础设施和产能规模并不符合能源转型的方向，容易形成锁定效应。
此外，新能源发展要与能源系统变革协同推进。其中的核心要素包括:各种储能技术的部署和运用，有效减少新能源出力波动及不确定性；需求侧响应机制的建立，源网荷储友好互动；微电网项目和智能配电网的建设，电力供需实现自平衡；柔性和灵活可调度资源的充分发掘；能源互联网建设，各个环节将全面智能化、数字化、互联网化。
以下为访谈实录，刊发时略有删节。
澎湃新闻:中央全面深化改革委员会第二次会议提出新型电力系统20字方针，即“清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能”。这五组词折射出新一轮深化电力体制改革将往何处去？面临哪些关键任务？
林卫斌:7月11日，中央全面深化改革委员会第二次会议审议通过了《关于深化电力体制改革 加快构建新型电力系统的指导意见》。这表明，新一轮电力体制改革是以加快构建新型电力系统为导向，目标是健全适应新型电力系统的体制机制。我们的研究认为，未来我国电力转型的趋势主要体现为“四化”，一是低碳化，二是多元化，三是柔性化，四是数智化。因此，我认为，新一轮电力体制改革的重点是要适应并推动电力系统“四化”转型，最终建成以新能源为主体的“清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能”的新型电力系统。
那么，哪些具体任务呢？一是促进新能源更大规模更大比例发展需进一步完善相应的体制机制。二是传统火电转型相应的体制机制创新。三是提升系统调节能力需要相应的市场机制创新，特别是辅助服务市场，需求侧资源参与系统调节的市场机制等。四是促进低碳技术创新和模式创新需要有相应的体制机制保障。
澎湃新闻:间歇性、波动性可再生能源比例持续提升的同时，极端天气频发令电力供需的气候敏感性愈加明显。电力行业越来越趋向“看天吃饭”时代，电力安全稳定运行遇到哪些新挑战、其内涵发生了哪些变化？
林卫斌:是的，随着具有间歇性、波动性、不稳定性可再生能源，尤其是风电太阳能发电等新能源在电源结构中占比的逐步提高，电力供应安全的内涵发生了深刻的变化。在传统电力系统下，主要考虑的是燃料供应保障、运输条件和电网安全稳定运行等问题。在新型电力系统下，需要特别关注的一个核心问题是，当可再生能源发电机组受自然条件和气候因素无法提供有效出力时，如何保障电力系统安全稳定运行。
因此，构建新型电力系统，一方面固然要大力发展新能源，另一方面还需要积极推进系统变革，以适应新能源占比逐步提高的要求。其关键是要提升系统的灵活性和调节能力。一是要注重备用容量建设和调节性电源建设，二是加快推进储能的技术进步和部署，三是要积极调动工商业可调节负荷、负荷聚合商、虚拟电厂等用户侧资源参与系统调节，四是要完善需求管理制度，做好紧急情况下的有序用电。
澎湃新闻:供需趋紧下，煤电的核准和转型节奏颇受关注，亦不乏争议。如何看待煤电装机回暖？
林卫斌:在短期内，煤电仍然是我国电力供应最可靠的保障，甚至可以说不可替代。对于是否需要新建煤电，我的观点是不能一刀切。我们需要在整个“双碳”战略进程的视野下以更长远的眼光来看待如何优化部署煤电机组建设的问题。
这其中需要着重考虑几个因素:一是各地区经济社会发展对煤电兜底保障需要的动态变化，二是新型电力系统建设对煤电作为调节性电源和备用容量需求的动态变化，三是区域间电量和电力互济能力的提升，四是现役煤电机组的可服役期限。
总体上看，还是应该尽快理顺煤电转型发展的体制机制，让合理的价格机制和市场化手段引导煤电建设和资源优化配置，避免一刀切和大起大落。
澎湃新闻:煤电保供与煤电转型，如何协同推进？煤电在新型电力系统中的新定位及新角色须配套怎样的新市场机制？
林卫斌:这一问题的确非常重要，也非常考验决策者和政策执行者。这里实际上涉及所谓的“既要又要还要”的问题，也就是说既要通过煤电保供保障能源电力安全，又要通过煤电减量发展来保障能源电力清洁低碳转型，还要满足经济性要求，即不能大幅推高用能用电成本。那么，如何在安全性、清洁性、经济性这三重目标下寻求动态最优解呢？关键还是要有好的机制，特别是市场机制或者基于市场的机制。这就要求进一步加快推进我国电力中长期交易市场、现货市场、辅助服务市场等市场建设，在市场可有效运行的条件下，放松管制、放开价格。另外，还需要探索通过政府定价或通过容量市场建立合理的容量补偿机制。
澎湃新闻:新型电力系统下，如何优化用电尖峰负荷的应对方式？挖掘需求侧潜力，还缺什么？
林卫斌:应对尖峰负荷，可挖掘的用户侧资源包括工商业可中断负荷、负荷聚合商、虚拟电厂和新型储能等。那么，如何推动这些用户侧资源参与系统调节，尤其是应对尖峰负荷问题呢？最主要还是缺机制。首先是要运用合理的价格调节手段或者财政资金配置建立合理的需求响应补偿机制。二是要加快推进现货市场建设，通过合理的峰谷价差引导工商业用户调节生产时间安排，尽量避开用电负荷尖峰。三是要加大力度建设辅助服务市场，以市场化手段调动用户侧资源参与辅助服务市场。
澎湃新闻:随着近年来高耗能产业“西迁”，传统的西部送端省内用电量大幅增长。一旦叠加极端天气，送端省也越来越多地面临外送能力紧张的问题。在此趋势下，西电东送政策是否面临调整？电力市场如何促使电力资源在全国更大范围内共享互济和优化配置？
林卫斌:考虑到我国能源资源分布与用电负荷分布的不对称性，我认为总体上，西电东送仍然是需要长期坚持的。面对西部送端省内用电需求大幅增长，及叠加极端天气导致外送能力紧张问题，可能有以下几个方面需要着重加强:一是进一步加强西部清洁能源基地建设，强化风光水火储多能互补发展模式，在大电网层面加快推进新型电力系统建设，优化源网荷储一体化发展。二是加快推进电力市场融合和全国统一电力市场建设，在更大范围内优化电力资源配置。三是东部地区要加大力度以分布式新能源为载体加快推进新型电力系统建设，强化电力系统韧性。
澎湃新闻:我国如何实现综合成本最低的电力系统低碳转型？对此有哪些建议？
林卫斌:我认为，实现综合成本最低的电力系统低碳转型要“双轮驱动”。首先，新能源发展不能“单兵冒进”，风电、太阳能发电等间歇性、不稳定性电源建设必然要求配套以相应规模的灵活性电源备用容量建设，否则，当风电、太阳能发电因风光资源约束无法提供出力时，电力供需平衡就可能会出现问题，从而危及能源供应安全。
同时，要避免新能源与传统能源“比翼齐飞”式发展。从短期供电安全角度看，必然要求为新能源大规模发展配套充足的灵活性电源备用机组建设。但从长远角度看，新能源与传统能源“比翼齐飞”式的能源转型之路显然是行不通的。大规模扩大火电装机规模以提供备用容量，无疑会增加“冗余”，大幅提高系统成本并最终体现为用电成本。而且，继续扩大高碳基础设施和产能规模并不符合能源转型的方向，容易形成锁定效应。
“双轮驱动”推进电力低碳转型，一是要实现新能源与传统能源优化组合。主要措施包括:持续推进煤电灵活性改造，促进煤电机组从电量保障向电力保障的功能转换；加快各类调峰电源建设，运用传统能源提升系统灵活性、提高可再生能源消纳能力，加强大型抽水蓄能电站、天然气调峰电站等优质调峰电源建设力度；推动天然气和新能源融合发展，推进风光水火储多能互补工程建设运行；鼓励燃煤耦合生物质发电等等。
二是实现新能源发展要与能源系统变革协同推进。能源系统变革的核心要素包括:各种储能技术的部署和运用，有效减少新能源出力波动及不确定性；需求侧响应机制的建立，源网荷储友好互动；微电网项目和智能配电网的建设，电力供需实现自平衡；柔性和灵活可调度资源的充分发掘；能源互联网建设，各个环节将全面智能化、数字化、互联网化。
