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能源革命和能源转型正在深刻改变着中国电力发展的轨迹，作为主力电源的煤电也进入了发展的十字路口，煤电的角色和定位成为近期业界讨论的焦点。
有观点认为，应该尽快淘汰煤电，为可再生能源腾出发展空间，以实现能源转型，达到低碳发展和生态环境治理的目标，并为落实《巴黎协定》温控目标和在2035年实现“美丽中国”愿景作出贡献。
另有观点认为，中国有超过8亿千瓦的煤电完成超低排放改造，其排放水平已达到燃气电厂标准，考虑到“富煤、贫油、少气”的资源禀赋状况，仍应适度发展煤电，继续发挥煤电“压舱石”的作用，并适当地对可再生能源进行调峰调频。
然而，即便超低排放也不能解决碳排放的问题，煤电仍为气候变化的应对带来了严峻挑战。
另外，煤电发展面临的另一重大问题是亏损。目前中国煤电企业亏损面在50%左右，负债率高、资金链紧张，一些企业甚至面临着关停和破产风险。
以五大发电集团为例，2018年其火电（主要是煤电）亏损面超43%。青海火电企业的资产负债率更是接近90%，10台机组有9台停运。
尽管各界对于煤电的发展目标应该更激进还是更保守存在争议，但控制煤电增长已成为大家的共识。
煤电亏损的原因有三个：（1）煤电产能过剩且利用小时数低;（2）煤价上升而电价下降;（3）“弃煤”已成为国际趋势。
1.煤电产能严重过剩，利用小时数低。截至2018年底，全国煤电装机10.1亿千瓦，占全国总装机的比重达53%;2018年煤电发电量4.45万亿千瓦时，占全国总发电量的比重达63%。“十三五”以来，中国虽淘汰关停落后煤电机组2000万千瓦以上，但2018年煤电装机总量仍比2015年增加10%以上。反观用电需求，全社会用电量增长已告别两位数，年均用电量增长速率已比“十五”时期下降超过一半以上，“十三五”时期年均用电量增长速率预计在6%左右。
此外，可再生能源的高速发展对煤电的生存空间造成了进一步的挤压。中国的风电、光伏新增装机和累计装机规模均位居世界第一。截至2018年底，风电、光伏的装机总量已分别达到1.9亿和1.7亿千瓦，且发电成本还在迅速下降。
2018年中国风电、光伏平均度电成本已分别降至0.35元-0.46元、0.42元-0.62元，接近西部北部煤电脱硫标杆上网电价。随着技术进步和规模化发展，风电、光伏的经济性将进一步快速提升，煤电将很快彻底失去成本优势。
电力需求的低速增长、煤电的产能过剩和可再生能源的快速发展直接导致煤电供大于求，进而使其利用小时数降低。2018年全国煤电的平均利用小时数在4361小时，远低于煤电机组设定的标准利用小时数5300小时-5500小时，导致收益大幅降低甚至亏损。
2.煤价上升，电价下降，造成两头挤压。煤炭行业在2016年-2018年间共退出产能8.1亿吨。全国煤矿数量已从2016年的8100处减少到2018年的5800处，产业集中度有效提高，全国煤炭企业的库存也比2016年峰值时期12750万吨下降超过一半以上。
煤炭行业的供给侧结构性改革导致煤炭价格大幅度上涨，让煤电企业承担了高昂的燃料成本。
根据2019年国家最新推出的煤电定价机制，尚未实现市场化交易的煤电将从2020年开始实行“基准价+上下浮动”的市场化机制要求，已市场化交易形成上网电价的煤电则继续执行现行市场规则。新机制还规定2020年基准价暂不上浮，以确保工商业平均电价只降不升。
新机制的实施将推进煤电企业从“计划电”向“市场电”的进一步过渡，确保平均电价的进一步下降。目前占比接近50%的市场化交易的煤电电价已明显低于标杆上网电价。
3.为应对气候变化带来的严峻挑战，“弃煤”已成为国际趋势。根据联合国环境规划署（UNEP）发布的最新报告《2019年排放差距报告》，即使目前《巴黎协定》中的所有无条件承诺都得以兑现，全球气温仍有可能上升3.2°C，从而带来更广泛、更具破坏性的气候影响。全球的温室气体整体减排力度须在现有水平上至少提升5倍，才有望实现1.5°C温控目标所要求的碳减排量。
为了实现1.5°C温控目标，联合国呼吁在2020年停止新建煤电。目前已有包括德国、英国、荷兰、韩国忠清南道省等多个国家和地区推出了“弃煤”时间表。此外，由于煤电导致的环境治理和气候变化的风险高，世界银行、亚洲基础设施投资银行等100多家全球性金融机构均已发布了退出或限制在煤炭和煤电领域投资的政策和声明，以最大程度地避免高额资产搁浅风险。
目前，煤电亏损面高的情况不仅仅发生在中国，欧洲地区80%的煤电厂也处于亏本运营。即便是在已宣布退出《巴黎协定》和废除“清洁电力计划”的美国，煤炭的消費量也在持续下降，2019年预计同比下降14%，美国最大的私人煤矿企业默里能源已经申请破产保护。
根据国内多家研究机构的预测，“十四五”时期中国年均用电需求可能进一步下降，年均增速降至4%左右。考虑到中国每年的新增非煤清洁电力和需求侧资源能够分别满足3%-4%和0.5%以上的年增电力需求，不用新增煤电也足以保障“十四五”新增电力需求，部分存量煤电有望被清洁电力和需求侧资源所替代。
综合考虑以上因素，“十四五”时期应做好以下几点来摆脱煤电的经济困局， 实现电力系统的低碳转型。
1.持续深化煤电的供给侧结构性改革，改善经营环境。继续发挥和完善煤电风险预测预警机制，严控新增煤电规模，淘汰落后产能，清理整顿违规项目，实现煤电的结构优化和转型升级，促进行业的健康发展。 对不符合环保、能耗、安全、技术等法律法规标准和产业政策要求的30万千瓦及以下的煤電机组实施强制关停;对超龄服役、扭亏无望、环保安全不达标又无力投入改造的老小机组进行主动关停。对于西部北部等落后煤电机组集中的区域提高淘汰力度，并加大推进其他机组的超低排放和节能改造工作力度，实现提质增效。
目前，西北五省甘肃、陕西、新疆、青海、宁夏煤电装机总量达1.2亿千瓦，产能严重过剩导致煤电企业亏损严重，该地区已被纳入第一批中央企业煤电资源区域整合试点，目标到2021年力争压减产能四分之一至三分之一。对于东中部地区的个别省份，在严格控制煤电装机总量不超过11.5亿千瓦的前提下，允许个别省份新增少量清洁高效煤电机组，保障供电安全。
2.加快推进煤电机组改造，实现煤电的角色转型。《电力发展“十三五”规划》中提出，“十三五”期间完成火电机组灵活性改造约2.2亿千瓦，其中“三北”地区约2.15亿千瓦;但截至2019年5月，“三北”地区累计完成火电机组灵活性改造5078万千瓦，仅完成规划目标的24%。
“十四五”期间，与第二产业相比较，第三产业和居民用电将保持更快的用电需求增速，用电侧的尖峰负荷特征更加明显;同时，供给侧高比例可再生能源的接入要求电力系统有更多的调节性电源。可见，供需两侧都对电力系统的灵活性提出了更高的要求。
未来，考虑经济性和资源约束等因素，气电、抽水蓄能难以完全满足要求，煤电将承担灵活性电源的重任。煤电将在市场机制下进行角色的重新定位和转型。60万千瓦及以上的超临界、超超临界机组发挥基荷作用，全力保障电力和电量需求。30万-60万千瓦亚临界机组需实现大规模灵活性改造，承担为电力系统提供灵活性的重任，同时对部分机组进行供热改造，实现对小微热电机组和燃煤锅炉的替代。30万千瓦及以下排放达标的小机组全力进行供热改造，主要提供供热供气功能并参与区域电网启停调峰调频。
3.深化电力体制改革，保障煤电的合理收益，促进可再生能源的消纳利用。在继续推动电力体制改革、充分推动电力现货市场建设的基础上，尽快扩大电力辅助服务市场的试点范围、完善市场交易机制，充分利用市场机制建立起对煤电备用和调峰调频的补偿机制，保障煤电的合理收益，提高煤电参与系统调峰调频的积极性，促进可再生能源的消纳利用。
另外，为了保证煤电由过去的基荷电源顺利转向近中期的基荷电源与调节电源、再转向长远的调节电源，需要在供给侧建立两部制电价机制，并建立容量市场，能够推动煤电的灵活性改造，并为作为电力系统“压舱石”的煤电起到“兜底”保障作用。
4.执行煤电严格的环境标准，大力促进节能和需求侧资源的利用。经过超低排放改造的煤电机组虽然能够达到燃气机组的排放标准，但是仍然达不到燃气轮机实际的排放水平，而且汞等重金属和废水、废渣等问题还未得到彻底解决。
另外，在碳捕获、利用与封存技术（CCUS）近期难以大规模推广的情况下，二氧化碳排放量几乎两倍于气电的煤电对气候变化造成很大的影响。在环境治理和气候变化的双重压力下，应继续在煤炭的开采、运输、转化和利用过程中执行更加严格的环境标准，并推动煤电平均供电煤耗的进一步下降，提高煤电的发电效率。
根据国家电网的统计，目前各级电网的负荷曲线尖峰化特征愈加明显，高峰负荷持续时间较低，超过最大用电负荷95%的持续时间普遍低于24个小时（累计不足1天），对应电量不超过全年用电量的0.5%;超过最大负荷90%的持续时间普遍低于168个小时（累计不足1周），对应电量不超过全年用电量的1%，湖北、湖南、江西等省更是低于48个小时。
针对用户侧尖峰特征更加明显的特点，未来应该改变过去利用最大负荷作为电力约束的传统规划思路，利用电价政策、补充政策等多种措施来推动需求侧资源发挥更大的作用，改善用户用电负荷特性，从而实现维护电网稳定运行、减少不必要煤电投资的目的。
目前，尽管各界对于煤电的发展目标应该更激进还是更保守存在争议，但控制煤电增长已成为大家的共识。基于上述分析，本文认为“十四五”期间应积极引导落后煤电有序退出，严格控制煤电新增规模，推动煤电逐步向调节型电源转变。
未来，应力争把煤电装机总量控制在11.5亿千瓦以内，促使煤电行业煤耗在“十四五”达到13.3亿-13.5亿吨标煤的峰值，以最大程度地避免高额资产搁浅风险，实现应对气候变化和环境治理的双重目标，同时大力促进可再生能源、节能环保技术等新业态的发展。这些新业态的产业链更长、就业率更高，将会提供中国经济增长的新动力，促进经济的高质量转型。
长远来看，根据应对气候变化的形势要求，中国煤电装机应该下降到2亿-4亿千瓦，乃至完全由可再生能源替代。
（编辑：马克）
有观点认为，应该尽快淘汰煤电，为可再生能源腾出发展空间，以实现能源转型，达到低碳发展和生态环境治理的目标，并为落实《巴黎协定》温控目标和在2035年实现“美丽中国”愿景作出贡献。
另有观点认为，中国有超过8亿千瓦的煤电完成超低排放改造，其排放水平已达到燃气电厂标准，考虑到“富煤、贫油、少气”的资源禀赋状况，仍应适度发展煤电，继续发挥煤电“压舱石”的作用，并适当地对可再生能源进行调峰调频。
然而，即便超低排放也不能解决碳排放的问题，煤电仍为气候变化的应对带来了严峻挑战。
另外，煤电发展面临的另一重大问题是亏损。目前中国煤电企业亏损面在50%左右，负债率高、资金链紧张，一些企业甚至面临着关停和破产风险。
以五大发电集团为例，2018年其火电（主要是煤电）亏损面超43%。青海火电企业的资产负债率更是接近90%，10台机组有9台停运。
煤电亏损的原因有三个：（1）煤电产能过剩且利用小时数低;（2）煤价上升而电价下降;（3）“弃煤”已成为国际趋势。
1.煤电产能严重过剩，利用小时数低。截至2018年底，全国煤电装机10.1亿千瓦，占全国总装机的比重达53%;2018年煤电发电量4.45万亿千瓦时，占全国总发电量的比重达63%。“十三五”以来，中国虽淘汰关停落后煤电机组2000万千瓦以上，但2018年煤电装机总量仍比2015年增加10%以上。反观用电需求，全社会用电量增长已告别两位数，年均用电量增长速率已比“十五”时期下降超过一半以上，“十三五”时期年均用电量增长速率预计在6%左右。
此外，可再生能源的高速发展对煤电的生存空间造成了进一步的挤压。中国的风电、光伏新增装机和累计装机规模均位居世界第一。截至2018年底，风电、光伏的装机总量已分别达到1.9亿和1.7亿千瓦，且发电成本还在迅速下降。
2018年中国风电、光伏平均度电成本已分别降至0.35元-0.46元、0.42元-0.62元，接近西部北部煤电脱硫标杆上网电价。随着技术进步和规模化发展，风电、光伏的经济性将进一步快速提升，煤电将很快彻底失去成本优势。
电力需求的低速增长、煤电的产能过剩和可再生能源的快速发展直接导致煤电供大于求，进而使其利用小时数降低。2018年全国煤电的平均利用小时数在4361小时，远低于煤电机组设定的标准利用小时数5300小时-5500小时，导致收益大幅降低甚至亏损。
2.煤价上升，电价下降，造成两头挤压。煤炭行业在2016年-2018年间共退出产能8.1亿吨。全国煤矿数量已从2016年的8100处减少到2018年的5800处，产业集中度有效提高，全国煤炭企业的库存也比2016年峰值时期12750万吨下降超过一半以上。
煤炭行业的供给侧结构性改革导致煤炭价格大幅度上涨，让煤电企业承担了高昂的燃料成本。
根据2019年国家最新推出的煤电定价机制，尚未实现市场化交易的煤电将从2020年开始实行“基准价+上下浮动”的市场化机制要求，已市场化交易形成上网电价的煤电则继续执行现行市场规则。新机制还规定2020年基准价暂不上浮，以确保工商业平均电价只降不升。
新机制的实施将推进煤电企业从“计划电”向“市场电”的进一步过渡，确保平均电价的进一步下降。目前占比接近50%的市场化交易的煤电电价已明显低于标杆上网电价。
3.为应对气候变化带来的严峻挑战，“弃煤”已成为国际趋势。根据联合国环境规划署（UNEP）发布的最新报告《2019年排放差距报告》，即使目前《巴黎协定》中的所有无条件承诺都得以兑现，全球气温仍有可能上升3.2°C，从而带来更广泛、更具破坏性的气候影响。全球的温室气体整体减排力度须在现有水平上至少提升5倍，才有望实现1.5°C温控目标所要求的碳减排量。
为了实现1.5°C温控目标，联合国呼吁在2020年停止新建煤电。目前已有包括德国、英国、荷兰、韩国忠清南道省等多个国家和地区推出了“弃煤”时间表。此外，由于煤电导致的环境治理和气候变化的风险高，世界银行、亚洲基础设施投资银行等100多家全球性金融机构均已发布了退出或限制在煤炭和煤电领域投资的政策和声明，以最大程度地避免高额资产搁浅风险。
目前，煤电亏损面高的情况不仅仅发生在中国，欧洲地区80%的煤电厂也处于亏本运营。即便是在已宣布退出《巴黎协定》和废除“清洁电力计划”的美国，煤炭的消費量也在持续下降，2019年预计同比下降14%，美国最大的私人煤矿企业默里能源已经申请破产保护。
根据国内多家研究机构的预测，“十四五”时期中国年均用电需求可能进一步下降，年均增速降至4%左右。考虑到中国每年的新增非煤清洁电力和需求侧资源能够分别满足3%-4%和0.5%以上的年增电力需求，不用新增煤电也足以保障“十四五”新增电力需求，部分存量煤电有望被清洁电力和需求侧资源所替代。
综合考虑以上因素，“十四五”时期应做好以下几点来摆脱煤电的经济困局， 实现电力系统的低碳转型。
1.持续深化煤电的供给侧结构性改革，改善经营环境。继续发挥和完善煤电风险预测预警机制，严控新增煤电规模，淘汰落后产能，清理整顿违规项目，实现煤电的结构优化和转型升级，促进行业的健康发展。 对不符合环保、能耗、安全、技术等法律法规标准和产业政策要求的30万千瓦及以下的煤電机组实施强制关停;对超龄服役、扭亏无望、环保安全不达标又无力投入改造的老小机组进行主动关停。对于西部北部等落后煤电机组集中的区域提高淘汰力度，并加大推进其他机组的超低排放和节能改造工作力度，实现提质增效。
目前，西北五省甘肃、陕西、新疆、青海、宁夏煤电装机总量达1.2亿千瓦，产能严重过剩导致煤电企业亏损严重，该地区已被纳入第一批中央企业煤电资源区域整合试点，目标到2021年力争压减产能四分之一至三分之一。对于东中部地区的个别省份，在严格控制煤电装机总量不超过11.5亿千瓦的前提下，允许个别省份新增少量清洁高效煤电机组，保障供电安全。
2.加快推进煤电机组改造，实现煤电的角色转型。《电力发展“十三五”规划》中提出，“十三五”期间完成火电机组灵活性改造约2.2亿千瓦，其中“三北”地区约2.15亿千瓦;但截至2019年5月，“三北”地区累计完成火电机组灵活性改造5078万千瓦，仅完成规划目标的24%。
“十四五”期间，与第二产业相比较，第三产业和居民用电将保持更快的用电需求增速，用电侧的尖峰负荷特征更加明显;同时，供给侧高比例可再生能源的接入要求电力系统有更多的调节性电源。可见，供需两侧都对电力系统的灵活性提出了更高的要求。
未来，考虑经济性和资源约束等因素，气电、抽水蓄能难以完全满足要求，煤电将承担灵活性电源的重任。煤电将在市场机制下进行角色的重新定位和转型。60万千瓦及以上的超临界、超超临界机组发挥基荷作用，全力保障电力和电量需求。30万-60万千瓦亚临界机组需实现大规模灵活性改造，承担为电力系统提供灵活性的重任，同时对部分机组进行供热改造，实现对小微热电机组和燃煤锅炉的替代。30万千瓦及以下排放达标的小机组全力进行供热改造，主要提供供热供气功能并参与区域电网启停调峰调频。
3.深化电力体制改革，保障煤电的合理收益，促进可再生能源的消纳利用。在继续推动电力体制改革、充分推动电力现货市场建设的基础上，尽快扩大电力辅助服务市场的试点范围、完善市场交易机制，充分利用市场机制建立起对煤电备用和调峰调频的补偿机制，保障煤电的合理收益，提高煤电参与系统调峰调频的积极性，促进可再生能源的消纳利用。
另外，为了保证煤电由过去的基荷电源顺利转向近中期的基荷电源与调节电源、再转向长远的调节电源，需要在供给侧建立两部制电价机制，并建立容量市场，能够推动煤电的灵活性改造，并为作为电力系统“压舱石”的煤电起到“兜底”保障作用。
4.执行煤电严格的环境标准，大力促进节能和需求侧资源的利用。经过超低排放改造的煤电机组虽然能够达到燃气机组的排放标准，但是仍然达不到燃气轮机实际的排放水平，而且汞等重金属和废水、废渣等问题还未得到彻底解决。
另外，在碳捕获、利用与封存技术（CCUS）近期难以大规模推广的情况下，二氧化碳排放量几乎两倍于气电的煤电对气候变化造成很大的影响。在环境治理和气候变化的双重压力下，应继续在煤炭的开采、运输、转化和利用过程中执行更加严格的环境标准，并推动煤电平均供电煤耗的进一步下降，提高煤电的发电效率。
根据国家电网的统计，目前各级电网的负荷曲线尖峰化特征愈加明显，高峰负荷持续时间较低，超过最大用电负荷95%的持续时间普遍低于24个小时（累计不足1天），对应电量不超过全年用电量的0.5%;超过最大负荷90%的持续时间普遍低于168个小时（累计不足1周），对应电量不超过全年用电量的1%，湖北、湖南、江西等省更是低于48个小时。
针对用户侧尖峰特征更加明显的特点，未来应该改变过去利用最大负荷作为电力约束的传统规划思路，利用电价政策、补充政策等多种措施来推动需求侧资源发挥更大的作用，改善用户用电负荷特性，从而实现维护电网稳定运行、减少不必要煤电投资的目的。
目前，尽管各界对于煤电的发展目标应该更激进还是更保守存在争议，但控制煤电增长已成为大家的共识。基于上述分析，本文认为“十四五”期间应积极引导落后煤电有序退出，严格控制煤电新增规模，推动煤电逐步向调节型电源转变。
未来，应力争把煤电装机总量控制在11.5亿千瓦以内，促使煤电行业煤耗在“十四五”达到13.3亿-13.5亿吨标煤的峰值，以最大程度地避免高额资产搁浅风险，实现应对气候变化和环境治理的双重目标，同时大力促进可再生能源、节能环保技术等新业态的发展。这些新业态的产业链更长、就业率更高，将会提供中国经济增长的新动力，促进经济的高质量转型。
长远来看，根据应对气候变化的形势要求，中国煤电装机应该下降到2亿-4亿千瓦，乃至完全由可再生能源替代。
（编辑：马克）