李俊峰：优化能源结构，实现清洁低碳发展，是推动能源革命的本质要求
从提出能源革命到签署《巴黎协定》，近年来，提升非化石能源消费比例，建立清洁低碳安全高效的能源体系，已经成为我国致力于加快推进能源结构转型的共识，但从2018年电源发展的情况来看，新增化石能源的发电量是非化石能源的3倍，造成这样现状背后的原因有哪些？尤其是在即将取消煤电联动机制以后，又该如何统筹化石能源和非化石能源之间的协调发展？近日，本刊专访了中国能源研究会常务理事李俊峰。
01 低碳是能源结构转型的关键词
近年来，我国化石能源新增发电量仍在持续增长，2017年，我国煤电发电量增加3000亿千瓦时，2018年又增加了接近4000亿千瓦时，数据表明，中国煤炭消费自2014～2016年连续三年下降之后，2017年小幅反弹，2018年再次大幅上涨，将三年下降的成果挥霍殆尽。“十三五”时期，对于经济发展和能源转型，我国提出三个目标：一是降低能源强度，二是降低碳强度，三是提高非化石能源占比，期望新增能源主要由非化石能源来满足。
中国能源研究会常务理事李俊峰认为，造成我国化石能源装机持续增加的原因，第一是我国发展转型乏力和不畅。“十三五”中期，我国经济面临下滑的压力，过度追求稳增长造成了经济发展的质量下降，并导致化石能源的过快增长，包括煤炭的反弹。
第二是能源界对于党中央提出的能源战略决策部署理解得不全面、不透彻。2014年，习近平总书记在谈到能源革命的时候，明确了能源革命的目标，就是要逐步摆脱对化石能源的依赖，这是一个革命性的变化。能源革命的核心思想，是推动能源回归商品属性。党的十九大又进一步提出能源转型的战略方针，是要建立清洁低碳安全高效的能源体系。2018年，中央再次提出，调整能源结构、减少煤炭消费、增加清洁能源供应。然而，对中央的指示精神上，能源界的理解是不全面的。电力行业一直在强调超低排放、近零排放，针对的都是国家规定必须减排的污染物，从来不提低碳，而低碳是调整能源结构的一个重要组成部分。
所以，优化能源结构，实现清洁低碳发展，是推动能源革命的本质要求，也是我国经济社会转型发展的迫切需要。李俊峰指出，能源结构向绿色转型包括两个方面，一个是清洁，一个是低碳，只提清洁，不提低碳，就不是绿色。能源向绿色转型，就需要向高比例的非化石能源发展，这是中国能源革命的核心，也是确保能源供应安全的核心。绿色的能源转型不仅可以改善环境质量、应对气候变化，也可以培育新的动能、新的增长点，实现经济社会可持续发展。
同时，李俊峰表示，目前我国低碳能源转型仍然面临压力，控煤反弹、政策机制不健全、绿色能源出力有限等难题也亟待解决。同时，还需要在市场机制、政策等方面进一步完善，从而实现低碳能源转型及能源结构的优化。“由于我国目前的电力体系还是计划体系，缺乏市场选择的自主性，电力转型需要从市场机制、电力灵活性等方面着手。”
02 煤电与非化石能源并非极端对立的零和博弈
自2016年《巴黎协定》生效以来，世界各国都在提出自己履行《巴黎协定》的自主承诺，我国也提出了自主贡献目标：到2030年单位GDP的二氧化碳排放比2005年下降60%～65%，非化石能源的比重提升到20%。到2030年左右，二氧化碳排放达到峰值，并尽早实现达峰。针对这些目标，李俊峰认为，在加速能源结构转型上，需要逐步降低煤炭占比。
李俊峰告诉记者，在过去控制煤炭消费主要指的是控制散煤，现在散煤已经大幅减少，工业用煤也得到了有效控制，用煤增长最快的部门只有发电一家了。此外新增的非化石能源生产几乎95%以上是发电，不减少煤电的占比，就无法为非化石能源腾出空间。“所以现在我们说的新的能源发展规划，就是为非化石能源让出空间的问题，在这一点上，煤电与非化石能源应该是一个统筹规划的关系，而不是博弈，因为这是能源转型的一个必要条件。”李俊峰认为。
今年4月，生态环境部发布《碳排放权交易管理暂行条例（征求意见稿）》，全国碳排放市场建设迈出新的重要一步。发电企业由于具有碳排放量大、管理水平高、数据基础好等特点，在全国碳排放权交易市场启动之前就一直是各试点地区的重点参与对象。李俊峰认为，碳市场会增加低效高碳排放的发电企业的经济负担，而高效低碳的发电企业则可以通过碳市场获得经济收益。
其实，不管是电力市场还是碳市场，它们的本质和共同目标都是实现行业的低成本和清洁低碳发展。而非化石能源发电是推动电力行业大幅度降低碳排放的重要手段，市场机制可以在其中发挥促进作用。随着非化石能源产业的不断发展和所占能源比例的增大，非化石能源发电成本将会进一步下降，而在电力市场和碳市场的共同作用下，非化石能源发电份额也会进一步增加。
毋庸置疑，煤电仍然是我国未来一段时期内占比最大的电源。李俊峰指出，未来，需要统筹考虑电力体制改革与煤炭、煤电化解过剩产能工作实施的节奏和力度，合理疏导煤电企业大幅上涨的燃料成本。要面向需求转变定位，加快对在役煤电机组的灵活性改造，完善市场机制，激励煤电机组参与调峰、备用等辅助服务，提高系统对非化石能源的消纳能力，使煤电真正发挥好我国能源电力转型升级的主体支撑作用。“煤电企业必须转变自己的观念，从主角逐渐向配角转型。对于能源转型，国家的目标很明确，就是非化石能源由高速度发展，向高质量发展转型。习近平总书记最近又指出：能源低碳发展关乎人类未来。中国高度重视能源低碳发展，积极推进能源消费、供给、技术、体制革命。中国愿同国际社会一道，全方位加强能源合作，维护能源安全，应对气候变化，保护生态环境，促进可持续发展，更好地造福世界各国人民。非化石能源、煤炭及其他化石能源企业，对这一问题要有清醒地认识，自觉革命，化石能源对非化石能源的发展，需要保有‘扶上马送一程’的心态。”李俊峰表示。煤电行业也应该如此。
“经济、绿色、安全”尚未构成稳定的等边三角形
根据《中国能源发展报告2018》数据显示，2018年全年，我国全社会能源消费总量高达46.4亿吨标准煤，水电、核电、风电等非化石能源的消费量占比提升至14.3%。数据表明，煤炭仍是中国最大的能源利用类型之一。李俊峰表示，包括天然气在内，清洁能源在总体能源结构占比中的比例还是较少。
同时，他指出，我国非化石能源发展难度很大，新增水电装机规模下降，很难再有大量增加，核电装机增长又相对较慢，无法满足我国电力发展的需求，所以，我国新增的电力清洁能源中还是以太阳能、风电等能源为主。“如何更好地发挥煤电的调峰作用，增加火电的灵活性调节，对于提高清洁能源的比例至关重要。”李俊峰认为。
与非化石能源等电源相比，火电具有较好的调节能力。当非化石能源在电网的比例逐渐扩大时，对调峰电源的需求也逐渐升高。同时，在火电规模被控制在一定范围内的前提下，煤电和非化石能源之间可形成协作关系。煤电的新使命，是要帮助消纳更多的非化石能源。风电光伏的发展没有大规模储能的配合，也要靠火电的调节才能大规模发展。
记者了解到，目前我国最大峰谷差约为最高负荷的25%，加上占比18.9%的风电、光伏电源，电力系统的调峰需求达到40%以上，除了3000万千瓦的抽水蓄能机组、常规水电（需要满足水库运行约束要求）进行部分调节外，目前主要还是靠火电调峰。国内非化石能源装机较大的省份发生过火电开机不足、缺乏调节能力，迫使非化石能源弃电的情况。
同时，由于我国的电源结构以火电为主，火电机组又于以煤电为主，还存在灵活性不足的问题，在调峰深度、爬坡速度、快速启停等方面仍有很大提升空间。我国大部分主力火电机组长期在65%～75%的负荷下运行，不仅调峰深度普遍不够，而且机组运行能效和污染物控制能力明显下降；煤电自身结构也有待进一步优化转型以适应总体电源结构的改变。因此，火电机组缺乏灵活性面临来自电源结构调整的压力。
李俊峰认为，调峰辅助服务是目前推动灵活性改造的重要市场机制。最大化发挥火电机组的系统调峰和容量价值，全面推进电力市场建设和机制创新，充分发挥市场决定性作用，依托市场的力量来调动火电灵活性发展的积极性。
跨省交易是解决清洁能源消纳的“及时雨”
当前，我国非化石能源电力消纳方式主要分为省内消纳和跨区跨省消纳。自2015年以来，清洁能源的市场化消纳一直是新一轮电力市场改革的主要目标。但在市场化交易推进过程中，存在不同省区之间的交易“壁垒”。近年来，虽然清洁能源的消纳问题有所缓解，但我国“三北”地区清洁能源消纳问题仍旧严峻。省间突出的“壁垒”、跨区跨省调节电力供需难度大，成为当前制约清洁能源消纳的重要因素。
李俊峰表示，我国非化石能源资源和电力负荷的空间错位，决定了跨省消纳非化石能源电力的必要性。我国风能资源富集地区主要集中在西北地区、华北地区和东北地区，太阳能资源富集地区主要集中在西北和华北，而电力负荷中心主要位于东部沿海地区。这种资源与负荷之间在空间上的不对称分布，决定了单独依靠省内消纳难以实现非化石能源的大规模发展。与国外重点发展分散式风电不同，大规模集中式开发和远距离高电压输送是我国风电发展的重要特征。
记者了解到，当前，非化石能源电力参与市场化交易的组织方式可以为双边协商、挂牌和集中竞价等。2018年，江苏与甘肃、新疆等西部省份开展的非化石能源发电权替代交易开始执行，根据协议，2018年5～10月，江苏通过减少省内燃煤机组发电的方式消纳西部省份非化石能源，这是全国范围内首例成交的跨省区非化石能源发电权替代交易。
2018年5月11日，国家能源局发布《关于进一步促进发电权交易有关工作的通知》，通知指出在水电、风电、光伏发电、核电等清洁能源消纳空间有限的地区，鼓励清洁能源发电机组间相互替代发电，通过进一步促进跨省跨区发电权交易等方式，加大清洁能源消纳力度。鼓励符合国家产业政策和相关规定、公平承担社会责任的燃煤企业自备电厂通过市场方式参与发电权交易，由清洁能源替代发电。
“尊重市场价值的选择，尊重公平透明的市场交易行为，结合东西部发展的实际情况，将当地的资源优势转化为经济优势，从‘输血’到‘造血’，发挥能源的媒介作用。”李俊峰说。
煤炭标杆电价“寿终正寝”是大势所趋
9月26日召开的国务院常务会议决定，对尚未实现市场化交易的燃煤发电电量，从明年1月1日起，取消煤电价格联动机制，将现行标杆上网电价机制，改为“基准价+上下浮动”的市场化机制。这意味着，我国已经实行了15年的煤电联动机制将成为过去式。
回顾煤电价格联动政策出台前的情景和政策出台后执行中的情况，可以发现，煤电价格联动政策有三方面成绩：一是在“市场煤、计划电、推电改”的进程中，建立了一套理论体系较为完善的经济制度，为政府部门维护市场秩序提供了简洁明快、行之有效的政策工具。二是在复杂的经济社会环境中，在上游的煤炭行业实施供给侧结构性调整和下游的工业企业降成本提效益的夹缝间，进行了数次政策实践。三是在煤电价格联动政策实施多年的经验教训基础上，在听取多方意见建议后，对政策进行了较大程度的丰富和完善。
目前在我国经济发展阶段和电价承受能力的大背景下，如何以市场化的视角来看待能源转型下的系统变化？“煤炭标杆电价该‘寿终正寝’了。”李俊峰表示，煤炭标杆电价是计划经济的产物，就是用政府这只有形的“手”，干预煤电市场，确保煤电行业的盈利，又不能使之过高的盈利，也就是需要抑制它过快增长。
同时，他认为，许多经济学家说企业和消费者普遍希望降电价，这是一种表象，而并非本质。本质是我国的电价是由政府决定，并非市场行为，为什么没有要求降油价、降煤价？因为油价和煤价是由市场决定的。“价格不是消费者的取向，质量才是正确的取向，因为低价不可能出现高质量。现在我们提出的高质量发展，是要提高我们所有的产出、所有的活动，包括所有的社会服务的价值，这是最关键的因素。降电价不会降出高质量的转型。”李俊峰说。
取消煤电联动机制意味着电力体制改革力度正进一步加大，以市场化为核心的电价定价机制逐步形成，现行的标杆电价制度开始缓步退离舞台，竞价上网时代即将开启。
建立和完善电价市场化形成机制，一方面是为了推动电力行业的市场化竞争，同时也是要求企业和其他消费者支付合理的用电成本。当前燃煤发电市场化交易电量占比约50%，电价已明显低于标杆上网电价，意味着目前市场竞争交易形成和产生的真实市场交易电价已经低于各地的标杆电价，但是否一直低于标杆电价，取决于市场，而不是政府。“煤电价格联动机制取消后，虽然未来煤电价格会更加市场化，但不等于无序化发展。只有政府确保盈利的机制，才会形成无序发展”，李俊峰认为，“煤电联动机制取消对于煤电行业是一个很大的挑战，因为国家为煤价联动保驾护航的时代已经终结，再也没有人确保煤电企业盈利了。”
构建清洁低碳安全高效的能源体系
新中国成立70年来，我国电力工业取得举世瞩目的伟大成就，实现了从落后、追赶到超越的跨越式发展，为经济社会发展提供了有力支撑。党的十九大报告强调，推进能源生产和消费革命，构建清洁低碳、安全高效的能源体系，为电力工业高质量发展指明了方向。
近年来，我国电源结构不断优化，非化石能源发电装机规模稳步提升，是推动供给侧结构性改革，践行能源生产和消费革命的重要成果。未来，绿色低碳循环发展仍将是电力行业推动我国经济高质量发展和生态文明建设的必由之路。
李俊峰认为，我国能源电力行业的高质量发展，一是要更加注重低碳，通过能源高效利用、清洁能源开发、减少污染物排放，实现电力工业的清洁、高效和可持续发展。二是深化煤电灵活性改造。随着非化石能源加速发展和用电特性变化，系统对调峰容量的需求将不断提高，煤电是当前最经济可靠的调峰电源，煤电市场定位将由传统的提供电力、电量的主体电源，逐步转变为提供可靠容量、电量和灵活性的调节型电源。三是提高清洁能源的占比。四是持续加强电力行业应对气候变化工作。建立健全碳交易市场，促使企业的生产者、经营者进一步提高企业低碳发展的认识，优化电力企业建设、生产和经营活动，提高低碳发展水平，促进电力行业实现低成本减碳。
同时，李俊峰指出，还需加快建设全国电力市场，推动形成科学的电价机制，深化电力市场化改革，遵循市场规律和电力系统运行规律，建立中长期交易为主、现货交易为补充的电力市场，完善市场化电力电量平衡机制和价格形成机制，着力构建主体多元、竞争有序的电力交易格局，形成适应市场要求的电价机制，激发企业内在活力，使市场在资源配置中起决定性作用，促进形成清洁低碳、安全高效的能源体系，共同推进电力行业的高质量发展。
作者： 来源：中国电力企业管理 责任编辑：jianping
