近期，受国际局势的影响，在进入季节性用能高峰期后，多个国家和地区出现了不同程度的能源电力短缺问题，例如，德国、奥地利和荷兰等欧盟国家因为天然气供应不足而决定重启煤电；澳大利亚因有效电力供应不足而采取现货市场“熔断”措施。结合我国能源资源禀赋和2021年能源“保供战”的实际情况，叠加今年俄乌冲突引发的国际能源市场剧变，可以确定，短期内依靠国内煤炭托底保障能源安全是我国的不二选择。
一方面是因为我国能源供应体系中煤炭仍占据主体地位，另一方面是因为非化石能源开发利用尚不能满足能源自给安全基准所要求的清洁替代规模。此外，被视为清洁能源的天然气，原本被寄予厚望，在我国的能源转型进程中将发挥重要“桥梁”过渡作用，但在新的国际形势和能源市场环境下，它的过渡角色将受到制约。
回顾历史，20世纪70年代两次石油危机引发了经济合作与发展组织（OECD）国家对节能与能效的普遍重视，同时推动核能取得了长足的发展。在全球应对气候变化的新形势下，当前的能源市场格局，特别是化石能源价格高企的现实，必然推动全球能源系统向绿色可再生能源转型。短期来看，全球都在能源供应不足的背景下争抢煤炭或者重新依靠煤炭，但是实现长期减排目标势必要加速非化石能源替代煤炭和油气。因此，新能源产业链的安全、关键元素和核心技术，将逐步成为我国未来能源安全的新基点。当前，我国在着眼于以煤炭为主保障能源安全的同时，也必须同步构建以可再生能源为主体的新能源安全体系。
在新的环境和时代背景下，我们要辩证看待当前依靠煤炭来统筹保供和减排的关系。
保供是保证能源电力的供应能力和重大事件扰动时的供应韧性，可以依据用能形势对能源供应量进行调节，而能够快速响应我国如此大体量的能源调节需求的可靠资源，就是存量的优质煤炭产能。保供挑战还取决于能源消费的增长速度，不以提升能效为前提的能源消费刚性增长会放大非化石能源增量替代过程中的可靠能源供应风险，因此在消费侧依然要大力实施能耗双控政策，特别是对煤炭消费的控制，减少低效的煤炭燃烧过程，减缓碳排放增长。按照业已明确的政策目标，2025年煤炭消费至顶后开始步入长期下降通道，这也意味着二氧化碳最大来源的排放量将逐渐减少。
从减碳到脱碳，煤电“瘦身”分步走
构建新型电力系统，加快能源转型是保障长期能源安全的关键。主要以电能形式被利用的非化石能源将通过电力部门替代传统化石能源、推动我国能源利用清洁化，这是一个长期的过程，需要做好统筹高效保供和有序减排的平稳转型工作。煤电一直是传统电力系统发电侧的主导电源，并且采用“源随荷动”的方式来保障电力、电量平衡，煤电主要承担基荷供电、平抑风光波动、保障电能质量等任务，以“压舱石”和“稳定器”的角色支撑电力系统平稳安全运行。在新型电力系统中，煤电将由提供电力、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。
短期内，用电紧迫问题可以由煤电提供应急保障来解决，例如提升存量机组的有效在线发电能力，度过用电高峰期、合理新增煤电解决部分区域近中期难以快速化解的用电供需矛盾；新型电力系统建设的长期性、系统性问题应以多元化的综合手段发挥整体效能来解决。先立后破中应以新能源的“立”作为先手，以煤电转型的“破”作为后手，协调好短期的保障效果与长期的经济代价。通过更小的煤电规模支撑更大的电力需求，避免将解决供需矛盾的压力一股脑地抛给电源侧，尤其是全部“押宝”于煤电；也应避免谈及电源侧供应能力必谈煤电与新能源发电的二元对立，影响新能源和电力系统的转型进程。
电力行业的物理技术特性决定了必须从“电量”“电力”和“调节能力”三个层面同时看待“立”与“破”的问题，换句话说，清洁电力对煤电的可靠替代要从这三个层面来分析。
从电量角度来看，新能源发电、水电、核电等清洁能源发电量逐年增长，已经成长为满足用电增量的主力。虽然2021年特殊情况使得煤电电量大幅上涨，增量达到了4000亿千瓦时，但从今年上半年的用电增长和全年的经济形势来看，煤电电量继续增长的空间很小，并且随着清洁能源替代效应加强，煤电即将迎来发电量峰值，清洁能源电量对煤电由增量替代到存量替代的过程就是“先立后破”的直观例证。
从电力角度来看，虽然煤电仍是基础的支撑性电源，但清洁电力尤其是新能源电力正改变系统负荷的平衡理念。最直观的例证是，光伏发电出力对日间负荷的贡献度很高、对夜间负荷贡献为零，形成所谓的“鸭形曲线”，迫使煤电需要改变传统的电力运行模式。
从调节能力角度来看，煤电的优势是对数分钟到小时级的大范围出力调节，在精准预测和精细化调度体系下满足当前新能源的消纳需求，未来需要更加快速、多样的灵活性资源来应对更大规模的新能源发电的分钟级、秒级甚至毫秒级的扰动。实际上，新能源电源通过先进的预测及调度运行技术、配储、增加电力电子设备等方式可以主动提供灵活性。
煤电应找准不同时期的自身定位，为电力系统脱碳提供稳定的基荷出力和补齐灵活性紧缺的短板，保障电力系统安全稳定，实现平稳减碳、深度脱碳、完全负碳的跨越。
2030年前，以新能源为主的非化石能源逐渐由增量主力向替代存量逐步转变，为保障电力安全和消纳新能源，我国煤电装机规模仍会增长，发挥基础保障性为主、系统调节性为辅的作用，但需要实施高能效驱动的清洁电力替代策略以稳定煤电电量，兼顾新型电力系统建设的保供与减排职责。2030～2050年，新型电力系统进入攻坚建设阶段，以新能源为主的非化石能源成为电力电量的主体，对煤电形成深度替代，期间煤电转型发挥灵活调节、应急兜底、有序减碳的功能，强有力地保障新型电力系统的平稳转型。2050～2060年，新型电力系统进入发展成熟阶段，新能源配套大量的储能型资源，真正成为新型电力系统的电力电量主体。大型稳定可控电源的重要性在于其可作为电力系统安全稳定的基石，并提供基础的调节服务，常规煤电机组将完全退出，仅保留战略备用机组和煤电耦合生物质碳捕获改造机组，发挥兜底保障和电力负碳作用。
煤炭在能源保供中的长期角色，很大程度上和发电用煤的发展趋势有关。分行业来看煤炭消费，高耗能行业在2025～2030年间达峰后，煤炭消耗量将处于长期下降通道；居民和其他行业的煤炭消耗（即散煤消费）也是逐步降低直至归零的进程；化工和材料用煤可能会保持稳定甚至有所增长，但是总规模有限。因此，确保煤电发电量在2025～2030年间达峰，是保障煤炭消费在2025年前后如期达峰后步入下行通道的关键。
配套机制需完善
在新型电力系统建设阶段，必须推进系统的制度构建，以推动煤电高质量转型。
在电力市场机制层面，需完善现货市场、辅助服务市场的价格机制，并做好市场化交易与调度运行的高效衔接，在挖掘存量煤电灵活调节和电力可靠性价值的基础上，在高比例可再生区域探索新型辅助服务方式，从技术和市场层面给出更多的灵活性竞争策略选项，激励煤电转变运营销售模式，释放电力调节潜力。探索容量机制，弥补所需容量因成本高、收益不确定等因素导致的市场竞争不足，吸引充足的投资来建设可信发电容量和灵活性资源。充分发挥省（自治区、直辖市）市场在全国统一电力市场体系的基础作用，提高省域内电力资源配置效率，在保障地方电力基本平衡后，以市场发现价格的方式有效提升跨省跨区电力供应安全的互济保障能力。
面对煤电等高碳行业面临的资产搁浅、运营成本上升等问题将给经济带来的负面影响，需要构建转型金融体系来支撑受影响严重的群体、地区及企业。不能简单地将所有与煤电等高碳行业的相关活动均列为“禁止融资”类别，集中于煤电机组的节煤降耗改造、灵活性改造的成本投入以及碳捕获、利用与封存（CCUS）等低碳技术的研发投入都应纳入转型金融范畴，通过税收减免、贷款贴息等配套激励机制鼓励银行投资转型金融产品，增强产品的投资市场信心，并设立由财政资金打底、企业和社会资金为主的转型基金，用于支撑煤炭的清洁高效利用，保障发电企业平稳转型。
煤电逐步退出还应关注就业保障、地区转型需求等一系列经济社会问题。目前，国内外正在积极探索能源“公正转型”的机制，以此缓解煤电转型带来的衍生压力。
“公正转型”的内在含义是经济向可持续发展方向实现转型时，需建立相应的社会制度框架来减轻对工人和区域经济的影响。因此，需构建完善的保障机制，关注区域间存在的差异化问题，成立跨部门的专门委员会，设立公正转型基金，从就业安置、社会保障、劳动关系等角度出发妥善处理好受影响职工，对受影响地区提供资金支持、扶持培育绿色产业替代，促进煤电实现平等、公正的转型，保障“六稳”“六保”任务落实。
