以四川、云南等水电大省为例，其水电装机比重超过75%，煤电装机比重不足15%。汛期来水偏枯时，水电顶不上出力，煤电装机不足，导致电力供应趋紧。而汛期来水充裕时，水电发电能力较强，煤电需要保持最小出力甚至停机来腾出空间，这也造成了水电大省煤电利用小时数常年维持在2000~3000小时，当地煤电企业建设积极性不足，电源结构单一化的格局多年未得到改变。

　　盛某坦言：“前三年限电，煤电利用小时数不增反降，恰好印证了煤电的功能和定位已从‘支撑性调节性’向‘基础性调节性’转变。当前辅助服务价格机制尚未理顺，容量收益属于缺位状态，导致煤电基本上只能获取电能量收益。这样的回报机制恰恰鼓励了煤电为了逐利而多发电并产生更多碳排放的行为。因此，构建新型能源体系需要建立新的经济回报机制。”

　　立足未来：重构供需格局

　　在新型电力系统中，“新型”二字是题眼。推动任何新事物的发展，首先要进行观念创新。聚焦到新型电力系统下的供需平衡，其含义发生根本变化：当我们在谈供需时，已不是供需双方电量的匹配，而是有效容量和用电高峰负荷的匹配问题。

　　行业的新陈代谢仍在继续，由于常年入不敷出，煤电成为投资人眼中的“无源之水”。但也有众多积极信号陆续释放，给低迷的煤电行业注入新的活力，也给能源安全和供需形势增添了信心。

　　盛某指出：“当前风光大基地的配套电源可获得50元/千瓦的容量费用，虽然杯水车薪，但其代表了价格部门的改革态度与观念转变——只有鼓励煤电不发电也能挣钱，才能鼓励其愿意多投、愿意少发、愿意服务。”

　　保证煤电“口粮”也是电力供需形势稳中向好的充分必要条件。业内人士建议，在受端地区建立煤炭保障基地，如在中东部和南方等受电地区，选择煤炭消费集中区、靠近煤炭运输铁路和港口等地区，适当布局一批煤炭储配保障基地，从而更好地解决本地煤电因电煤供应不足、电煤质量差造成的非计划停机、出力不足等问题，提升电力应急保障能力。

　　要化解电力供需的结构性矛盾，改革煤电价格机制是题中之义。“坚持市场化方向，深化燃煤机组上网电价形成机制改革。研究制定煤电两部制电价机制，充分客观反映煤电的电力支撑价值和调节能力价值。完善辅助服务分担机制，积极推动煤电机组‘三改联动’，引导煤电角色转变。加快出台政策扶持和金融支持政策，提升煤电企业融资能力，保障煤电企业稳定经营。”上述专家建议。

　　辅助服务市场主体日渐完整、品种逐渐丰富、与电能量市场紧密耦合，为提升电力可靠性奠定了基础。为适应新型电力系统主体多元、源网荷储良性互动的特征，提升电力系统可靠性和电能质量，未来需要逐步将现货电能量市场与辅助服务市场进行联合出清，提高市场运行效率，优化市场出清结果，调峰市场将被现货交易替代。“同时，随着高比例可再生能源接入，电力现货市场价格水平被进一步拉低，常规燃煤和燃气发电机组的发电利用空间在一定程度上缩小、收益减少，长期看难以保证发电容量的充裕性。为保障电力安全供应、实现发电容量成本回收，要适时推动各类型机组参加的容量市场机制，以市场竞争的方式形成容量价格。”业内专家说。

　　面对当下的电力供需失衡之困，解决问题的核心之策是处理好政府和市场的关系，让巿场在资源配置中起决定性作用，靠政策驱动电力供需平衡不是长久之计。“原有规划体制的制度性基础已经被动摇，‘计划生、市场养’将难以协调新供需形势。面对新能源装机快速增长、负荷仍然维持较高速度增长，叠加传统电源由于运营环境变化投资意愿不强的形势，我国电力系统的可靠性在‘十四五’乃至更长一段时期内将面临严峻挑战。”上述专家说，“增强保供能力，首要的是改变按照电量空间规划煤电的传统规划方式，将煤电等有效容量占比高的机组与高峰负荷增涨挂钩。究其根本，需全面系统推进电力市场化改革，让有为政府和有效市场为供需匹配保驾护航。”

　　本文刊载于《中国电力企业管理》2023年02期，作者:赵紫原