第二，無論是從我國能源資源稟賦、還是從電力行業(yè)現狀看，煤電在電力系統(tǒng)的基礎性地位一定時期內不會改變，一定規(guī)模的煤電不可或缺，尤其是部分地區(qū)的安全保障機組建設，要樹立“底線思維”。據統(tǒng)計，2003年以來，我國煤電裝機進入快速發(fā)展期，年均增長5000萬千瓦左右，其中65%以上集中在東中部地區(qū)。按照原設計20～30年經濟壽命考慮，如不對煤電機組進行延壽改造，東中部地區(qū)在2025年以后，將有大量煤電機組退役。但新增煤電項目主要集中在西部、北部地區(qū)，未來局部地區(qū)的電力保障需要統(tǒng)籌謀劃、提前布局。
三、外部成本內化是未來煤電發(fā)展的重要挑戰(zhàn)
美國夏威夷大氣觀測研究機構最新發(fā)布數據顯示，大氣層中的二氧化碳含量首次突破415ppm，創(chuàng)下人類誕生以來的歷史最高值。當前全球二氧化碳濃度增速已超過《巴黎協定》預期，氣候變化不僅是能源領域的重要議題，也是我國參與全球治理的重要一環(huán)，煤電碳排放成本的內部化是未來發(fā)展的重要挑戰(zhàn)。
當前，著力降低用能成本、支撐實體經濟發(fā)展是能源行業(yè)的重要使命?？紤]煤炭等大宗商品價格隨供給側結構性改革的深入推進保持高位，若直接大范圍征收碳稅勢必會加劇用能成本上漲壓力，因此，目前征收碳稅尚不具備推行條件。相對而言，碳交易是較為溫和的措施，可通過試點運行的方式逐步推廣，不斷構建和完善我國的碳治理體系。在政策引導下通過市場化手段探索合理的碳排放成本，以促進實體經濟可持續(xù)發(fā)展為目標，引導產業(yè)結構調整、培育低碳產業(yè)發(fā)展新動能。
2010年10月，我國首次提出建立和完善碳排放交易制度。2012年6月，深圳正式啟動了中國第一個碳排放交易平臺。截至2018年底，我國的碳排放交易量已近8億噸，累計碳排放交易額在110億元以上。從過去幾年情況看，湖北碳排放交易量占比超過40%，北京碳排放交易所價格最高，達到52.72元/噸。未來，雖然煤電碳排放成本可以依托電力輔助服務盈利等方式對沖，但外部成本的增加仍會帶來較大的壓力，需提前謀劃。
四、煤電應更為積極調整定位，引領電力行業(yè)高質量發(fā)展
清潔低碳、安全高效是電力行業(yè)發(fā)展的核心要求，煤電既要為清潔能源騰出空間，又要作為穩(wěn)定、靈活的電源發(fā)揮基礎性作用。當前我國煤電裝機已突破10億千瓦，有條件、更有必要主動調整定位，引領電力行業(yè)的高質量發(fā)展。尤其是以風光為代表的清潔能源發(fā)電在時間維度上具有季節(jié)性、時段性的波動和隨機特點，在地域上又受限于資源分布不均衡，需要多資源互補、跨時空互濟，對電力系統(tǒng)的靈活性和平衡能力提出更高要求，煤電靈活性改造是當前最經濟、最實用的措施之一。
《電力發(fā)展“十三五”規(guī)劃》明確要求“十三五”期間“三北”地區(qū)火電靈活性改造2.15億千瓦。根據各省調研收集情況，截至2018年11月底，“三北”地區(qū)已完成改造規(guī)模只有4009萬千瓦，其中約60%（合計2380萬千瓦）在東北地區(qū)。究其原因，主要是電力輔助服務市場價格機制發(fā)揮了重要作用。相關數據顯示，2018年度東北電力有償調峰輔助服務費用合計27.8億元，平均價格0.525元（實際最高出清價格1元，實際最低出清價格0.16元），高于當地燃煤標桿電價，且東北96%的輔助服務補償費用都用于調峰。此外，西北、華北等電力輔助服務市場逐步完善，旨在以市場機制逐步取代傳統(tǒng)行政要求的方式提升煤電參與調峰等輔助服務的積極性。2018年我國電力輔助服務補償費用最高的三個區(qū)域就是西北、東北和華北區(qū)域，補償費用占上網電費比重分別達到3.17%、1.82%和0.61%，也是我國新能源發(fā)展最快的地區(qū)。隨著未來新能源滲透率的進一步提升，電力系統(tǒng)對輔助服務的需求將更加迫切，市場價格的相應變動也會更加合理。煤電企業(yè)應及時跟進政策變動，并從機組調節(jié)能力內部挖潛、靈活性改造、內部電力市場培訓等方面提前布局，主動走出“舒適區(qū)”，積極參與調峰、備用、調壓等輔助服務，提升系統(tǒng)調節(jié)能力和整體運行效率，共同做大“蛋糕”。
綜上，作為我國能源電力領域的“壓艙石”和“穩(wěn)定器”，煤電對于構建清潔低碳、安全高效能源體系必將發(fā)揮重要的基礎性作用。未來需在保持“峰值意識”和“底線思維”的基礎上，以清潔化和靈活性改造為抓手，主動調整發(fā)展定位，引領能源電力行業(yè)高質量發(fā)展，為國家現代能源經濟體系建設貢獻更大力量。
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