做好煤电转型发展，实现风、光等新能源高比例、高质量发展

8月底，国务院振兴东北地区等老工业基地领导小组会议对“十四五”期间如何实现东北全面振兴作出了部署，体现了党中央、国务院对实现东北全面振兴的重视和决心。

能源是经济社会发展的基石和动能，实现“十四五”东北全面振兴需要能源支撑。与此同时，东北地区在维护国家能源安全方面的战略地位也十分重要，实现全面振兴本身也包含了能源的发展。前段时间，东北出现了电力供应短缺问题，随着各项保供政策的逐步落地，电力供应已趋于好转，但因供暖期的到来，能源又将迎来消耗高峰期，能源问题仍得到社会多方关注。如何确保东北“十四五”能源高质量发展是实现东北全面振兴的前提和内在要求，需要认真谋划、先行发展。

清洁取暖关乎民生与生态

北方地区冬季清洁取暖是重大的民生工程、民心工程，事关广大群众温暖过冬、雾霾天能不能减少，是能源生产和消费革命的重要内容。

东北地区地处高寒，供暖区域广阔且供暖期较长，供热需求量大。从供热面积上看，据初步统计，截至2020年，东三省建筑取暖总面积41.68亿平米，占全国的20.6%。从供热量上看，国家统计局发布的数据显示，2019年辽黑吉三省城市集中供热量分别排在全国的第一、第三和第六位。

截至2020年，东北三省总体清洁取暖率已提前达到70%的规划目标。东北城镇化率比较高，集中取暖的比重较大，清洁燃煤集中取暖（含超低排放燃煤热电联产集中取暖和达标排放大型燃煤锅炉集中取暖）占据主导地位。截至2020年，东北三省清洁燃煤集中取暖面积占总清洁取暖面积（以下皆为面积占比）达到89.5%，其中超低排放燃煤热电联产占比达到44.1%。其他清洁取暖方式中，生物质取暖占比为3.8%，电取暖占比为3%，天然气取暖占比为1.6%。

清洁取暖工作既要有底线思维——保障人民群众基本取暖需求是民生底线，要确保可负担性和可持续性，也要有目标导向——必须锚定取暖清洁低碳化的目标。

对于东北地区“十四五”期间的清洁取暖工作，笔者提出以下几点建议：

一是要在严控新增燃煤机组的前提下，保障适度的热电机组建设规模。东北以清洁燃煤集中取暖为主的结构短时间不会改变，且由于热电联产综合效益要优于大型燃煤热水锅炉，因此建议重点有序发展背压机组，减少因散烧煤带来的煤炭低效利用和过度排放。同时，确保存量和新建的热电机组满足能耗和排放标准。

二是进一步拓展新能源清洁取暖范围。抓住“十四五”期间东北风、光等新能源跨越式发展的契机，积极通过市场化交易，鼓励风电、光伏项目拿出部分电量参与电供暖直接交易，在降低电供暖成本，不断提高电供暖比列的同时，也为新增的风电、光伏项目创造更大的消纳空间。

三是充分利用中俄东线天然气资源，稳步推动天然气供暖，并建议参考电力市场化改革经验，试点推动天然气供暖直接交易。

四是把推广各类生物质清洁取暖技术，作为解决农村清洁取暖的主要路径之一。

五是积极推动实现按热量收费的热价改革。现有的按面积收取供暖费用的方式是造成供热用能浪费的重要原因之一，而按热计量可以通过价格机制实现热负荷的自我调节和优化，节约用能。试点经验表明，可节约20%—30%的能源，费用也可降至原来的70%左右。东北目前供热用能仍以化石能源为主，推广按热计量可将节省的能耗和排放用于优质项目中，对于在能耗双控目标以及“双碳”目标约束条件下，推动东北经济发展具有重要意义。

实现风、光等新能源高比例、高质量发展

我国提出要构建以新能源为主体的新型电力系统，这就意味着风电、光伏将迎来跨越式增长。这对新能源资源丰富，特别是风能源资源丰富的东北地区来说是巨大的机遇。资料显示，东北风能资源开发潜力为9.7亿千瓦，占全国28%；太阳能年日照时数在2242—2842小时之间，初步估计可开发装机容量为1.6亿千瓦。

回顾“十三五”时期，东北区域新能源发展经历了从早期的强调增长速度转向既考虑增长也兼顾消纳的高质量发展道路。截至2021年8月底，东北区域风电、光伏总装机达到4990万千瓦，风、光合计装机占比及发电量占比分别为29.9%和18.1%，比“十二五”末分别提高了9个百分点和8个百分点。在负荷稳步增长、煤电产能调控、外送能力增强、电力市场机制等作用下，“十三五”后期新能源综合利用率始终保持在95%以上。

“十四五”时期，东北新能源发展不仅要立足能源行业自身减碳，更重要的是为东北社会低碳转型提供清洁能源，坚定不移走高比例高质量的“双高”发展战略。针对新能源的开发、消纳，有以下几点建议：

一是在保持开发合理竞争的前提下，尽量实现集中式项目的规模化、标准化开发，避免碎片化。回顾“十三五”时期可以发现，存在集中式项目在建设过程中出现业主资金链断裂，项目建设中断或者中途转手的情况，不仅造成了资源的浪费闲置，而且扰乱了开发市场，同时由于项目分散，导致建设和运维质量参差不齐。电源项目大多固定投资较高，过于分散的项目开发不利于降低边际成本。要引导企业进行规模化、标准化开发，通过规模效应不断降低新能源开发成本，为进一步降低风、光上网电价创造条件。

二是试点在“两高”项目中开展配额加绿证交易模式，并积极发展新能源制氢，不断挖掘负荷空间。鉴于东北区域重工业比重较高、用电量大，建议结合现有的可再生能源电力消纳责任权重机制，对区域内的“两高”项目下达绿电消纳配额，并通过绿电交易市场，从新能源发电企业处购买绿证来完成配额，超额完成的配额也可在项目间进行交易。

此外，辽宁省炼油行业发达，综合能力位居全国第二（2018年数据），炼油行业需要消耗大量氢气，因此在通过新能源规模化制氢不断降低制氢成本的同时，可为炼油行业提供“绿氢”，助力炼化行业减碳。

三是新能源电量消纳不纳入能耗统计。由于新能源产生的电能可再生且发电过程没有排放，因此，建议终端使用的新能源电能不纳入能耗双控的统计，这有利于刺激终端用户使用新能源。

四是因地制宜，适当降低风电、光伏利用率标准。为保证随机性大的风电、光伏得到消纳且同时保证电力系统平衡、安全运行，需要电力系统付出额外的调节成本，而过高的风电、光伏利用率会大幅提升系统的调节成本，当利用率提升所产生的边际收益无法收回所增加的系统边际调节成本时，系统运行就变得不经济了，而且过高的利用率也会阻碍新能源装机的提升。

因此，建议因地制宜，合理调整新能源利用率水平，必要时适当降低风电、光伏利用率标准。

五是加快系统灵活性与新能源发展匹配性研究，统筹各类灵活调节方式合理有序发展。新能源要成为主力电源，需要电力系统有足够的灵活性支撑，供给侧主要靠煤电、各类储能、气电等来提供。

近期，国家出台了一系列鼓励发展抽蓄和电化学储能的规划和政策，预计抽蓄和电化学储能将会在未来快速发展，但考虑到建设周期、成本以及调节特性，不能完全依赖于抽蓄和电化学储能解决新能源并网消纳及调峰调频等问题。

建议根据煤电、抽蓄以及电化学储能调节特性的不同，明确各类灵活调节方式在电力系统中的定位，指导各类灵活调节方式统筹有序发展，实现新能源与系统灵活性的匹配发展。对于东北而言，短时间内系统灵活性主要由火电来提供，因此，制定新能源发展目标要充分研究其与火电之间的匹配。

明确阶段定位，做好煤电转型发展

截至“十三五”末，东北电力总装机中约六成是煤电。东北煤电始终沿着清洁高效的方向发展。“十三五”期间，国家累计下达东北区域淘汰落后产能计划206.8万千瓦，东北区域实际完成309.06万千瓦，超额完成任务，且30万千瓦及以上煤电机组全部完成超低排放改造。

煤电规划建设总体有序规范。“十三五”期间，东北累计投产煤电机组约1100万千瓦，煤电装机年均增速2.5%，显著低于东北全口径总装机5.7%的年均增速，也低于全国煤电装机3.7%的年均增速。东北煤电总装机在全口径总装机中的比重由“十二五”末的69.9%下降至“十三五”末的59.8%，在肩负清洁取暖保供重任的情况下，下降幅度与全国平均水平持平。在东北电力辅助服务市场的引导下，火电机组灵活性改造取得明显成效，到“十三五”末，机组改造后增加低谷深调能力900余万千瓦。

“双碳”目标下，煤电如何定位和转型是必须面对的问题。一方面，煤电“压舱石”的作用短时间内难以替代。近期东北出现电力供需严重失衡问题，主要就是因缺煤导致煤电机组出力严重不足。虽然东北有近5000万千瓦的风、光装机量，但由于新能源的随机性和波动性，负荷高峰期出现了少风、少光的情况，关键时刻很难发挥主力电源保供的作用。

随着东北进入供暖期，煤电还需要承担清洁供热重任，因此，短期内仍然需要煤电作为主力电源，发挥托底保供作用。建议积极推动具备条件的合规在建热电机组投产，并通过淘汰落后实现等容量或减容量置换，整合煤电机组，同时积极挖掘存量机组的潜力，包括符合条件的老旧机组延寿改造，释放机组铭牌容量等，在减少新增规划投资的同时，做到煤电装机处于微增或持平状态。另一方面，煤电行业也要清楚地认识到未来煤电机组必须由主体电源转为调节型电源。要通过不断提高灵活调节能力，使煤电机组最终转型为向系统提供可靠容量、调峰调频等服务的调节型机组，并兼顾承担基本的保供任务。

外送通道在盈余电力调节和提升新能源消纳空间方面作用明显

“十二五”以来，受东北经济增速下滑、用电需求增长放缓、装机规模逐年加大等因素影响，东北电网（辽吉黑三省和蒙东电网）电力严重供大于求，盈余最大电力接近2000万千瓦，电力消纳十分困难，并对冬季供暖安全造成影响。为缓解供需矛盾，东北能源监管局多次向国家能源局反映情况，并提出加大东北盈余电力外送的建议。

2014年，国家能源局下发国能电力〔2014〕350号文，提出绥中电厂改接、元宝山电厂改接及鲁固直流电力外送三项工程，即“三步走”方案，并将鲁固直流电力外送工程等项目纳入了《电力发展“十三五”规划》。

最终，“三步走”方案合并成了绥中改接和鲁固直流外送“两步走”方案并加以落实。鲁固直流于2017年12月正式投产，随着配套的汇集线路工程逐步建成以及近区电源安全措施的不断完善，外送能力逐年上升，到2020年底共实现外送电量771亿千瓦时，其中，仅2020年就实现外送331亿千瓦时，相当于东北全网1400万风电装机全年发电量，最大外送电力也已达到650万千瓦，缓解东北电力盈余、供热调峰矛盾的规划效果明显。

与此同时，鲁固直流的投产在东北电网内形成了新的外送负荷中心，通过“腾笼换鸟”，做大消纳“大蛋糕”，为新能源规模的提升和消纳创造了更大的空间。鲁固直流项目的实施，充分说明了东北电力发展既要立足区内，也要向外开放。

尽管近期因电煤供应鲁固直流外送受到影响，但东北电网机组本身的发电能力仍可以保证区内自用和区外需求。从长远看，新能源将逐步成为主体电源，由于东北新能源富集，因此为了促进东北风电、光伏的高质量增长，将东北的新能源资源服务于全国非化石能源消纳水平的提升，“十四五”期间，东北电网的发展依然需要走区内区外“双循环”相互促进的发展电力格局，在满足自身需求下，应积极谋划增加新能源外送的可行性。

煤气油等化石能源继续发挥稳产保供作用

近年来，随着辽吉黑煤炭资源逐步减少及落后产能被淘汰，东三省原煤产量不断降低，目前，三省合计产量不到1亿吨，而三省需求量近几年都超过了3.5亿吨，三省自产煤已远不能满足自身需求，需要外调。历史上，三省外调煤炭主要依靠蒙东（含锡盟），外调量达到一半以上。三省煤炭的消费中，电煤消费占比较高，辽吉黑分别达到了40%、56%、66%左右。

“十四五”时期，要不断深化煤炭的清洁高效利用。建议确保煤炭主要用于发电的方向不变，原因在于相较于其他煤炭消费形式，发电是一种相对集约化的煤炭清洁利用方式，尤其是热电联产机组的热效率极高，在散烧煤替代方面发挥了巨大作用。此外，重点要做好冬季发电供热用煤需求的保障，避免出现供暖季煤炭供应紧张局面，建议“十四五”规划继续将蒙东（含锡盟）煤炭纳入东北地区统一平衡，确保蒙东（含锡盟）煤炭产能优先稳定供应东北三省，同时，进一步完善东三省发电供热用煤产供储销运保供机制，做好长协煤合同发电供热用煤最低保供全覆盖，统筹好国内和国际两个煤炭供应市场，确保东北电热煤供应链稳定。

“十三五”时期，东三省天然气需求稳步上升，目前，全年天然气需求量接近130亿立方米。三省自产气主要为油田气，总体产量不能满足需求，不足部分主要通过管道气、LNG等来补充。中俄东线天然气管道北段和中段陆续投产后，俄气使用量逐步增加，三省天然气供应保障能力得到了强化。随着双6储气库扩容上产工程完工，及雷61储气库投产，三省天然气储气能力实现阶段性提升。在中俄东线天然气管道和储气设施建设过程中，东北能源监管局积极与地方配合，跟踪督促项目工程进度，协调解决问题，为项目投产作出了贡献。

“十四五”时期，东北天然气发展要顺应我国天然气消费占比持续增长的趋势，建议注意做好以下几个方面：

一是努力稳定油气田天然气产量。尽管三省三大油田开发都已进入衰退期，但各大油气企业仍需通过主力油田的精细勘探开发、积极发展先进适用技术，通过加大天然气接替资源勘探开发力度等措施实现增储稳产，减缓产量衰减。

二是充分利用俄气首先进入东北的优势，各省应加快建设完善骨干支线管网，实现与中俄东线天然气管道互联互通，在不断提高俄气使用量的同时，提升东北三省管网利用效率。

三是确保辽河储气库群等储气设施按计划投运，进一步提升三省储气能力。

四是积极推动天然气的多元化利用，重点包括不断提高城镇居民气化率，积极发展天然气发电，其中，气电既可提升东北电网的灵活性，特别是改善尖峰能力不足问题，还可为中俄天然气管线提供调峰服务，并以此为契机，可试点构建天然气调峰辅助服务市场，实现电网到气网的双网循环。

五是做好管网公平开放工作，并进一步完善天然气预测、预警及保供机制，确保民生用气安全。

在原油生产中，东北三省原油的基础性作用十分明显。2020年，东北三省原油产量达到0.44亿吨，占全国总量的22.5%，特别是黑龙江原油产量位列全国第二，其所属的大庆油田年产量一直处于3000万吨以上。与天然气相似，东北现有油田开发处于衰退期，鉴于我国原油对外依存度很高，为避免依存度进一步提升，实现东北原油稳产，减缓衰退，充分发挥东北维护国家能源安全的战略地位是“十四五”时期东北石油发展的主线。

坚持稳步推进电力体制改革和有效提升负荷侧管理方向

近年来，东北地区始终遵循中发〔2015〕9号文精神稳步推进电力市场化改革，逐步建立起具有东北特色的电力市场体系。

首先，东北电力辅助服务市场的建立在打破东北电网低谷期热电困局，促进新能源及核电消纳方面发挥了积极作用。自2015年东北能源监管局启动电力市场1.0版本以来，经历3次调整，形成了“压低谷、顶尖峰”全覆盖，且分摊比列更加合理的3.0+版本。东北电力辅助服务市场运行后，系统深调能力显著提升，热电矛盾得到明显缓解。

自2018年起，彻底消除了春节期间单机供热隐患，保障了民生供热安全；风电及核电消纳能力大幅提升，自2015年以来多接纳约1100亿千瓦时，2020年风电利用率已提高至98.4%；系统备用水平提升，非供热期的受阻容量下降明显，与2018年相比，2020年受阻容量下降了500万千瓦，下降幅度达42%。

其次，电力中长期交易规则实现全面覆盖，并按照国家规定完成了修订工作。规则出台以来，累计为电力用户节约电费超过百亿元，有效降低了用户用电成本，同时，通过发电权交易，既实现了发电资源向高效清洁机组的整合，也促进了落后机组淘汰的积极性，保障了基本利益。

此外，按照国家下达的第二批电力现货市场试点要求，有序开展辽宁电力现货市场建设。

“十四五”时期，东北电力市场化建设将进入攻坚克难的深水区，如何完善电力市场体系，促进“构建以新能源为主体的新型电力系统”的实现，是未来东北电力体制改革的核心内容，而在保障供电供热平衡的同时，促进高比例条件下的新能源消纳是改革的难点。

未来，需要我们重点关注中长期电力市场、现货市场以及辅助服务市场三者之间的有效衔接，同时，建议加快制定全电量下的燃煤发电上网电价调整方案，推动“基准价+上下浮动”的上网价格机制通过市场尽快落到实处，确保能够及时响应上游能源供需市场的价格变动。

在电力市场化大背景下，负荷侧管理在规范用能服务和行为、平衡电力供需等方面能够发挥巨大的作用。为此，东北能源监管局积极会同地方开展了一些工作，如全面开展提升“获得电力”服务水平专项监管工作、推动部分省份取消电网企业收取小区电力设施配套费、积极配合促成辽宁晚尖峰部分高耗能负荷错峰启动等，均取得了良好成效。

目前，东北95%最大负荷及以上持续时间偏短，仅在60个小时左右，如果最大负荷降低5个百分点，可降低约350万千瓦尖峰负荷需求，折算成新增火电投资，可节约150亿元左右，而负荷侧调整的成本相对更低。

因此，针对东北地区负荷侧管理，建议推动以下工作：

一是完善电价机制。建议加快制定更加完善的分时电价动态调整机制，通过加大峰谷差、扩大分时电价范围，倒逼用电大户错峰用电，并结合现货市场试点的推进，逐步在用户侧除居民、农业外的电价中形成准确、快速反映电力供求关系的现货实时电价，促进形成更加有效的分时电价信号。

二是试点实现有序用电市场化。目前，有序用电方式依然通过计划的方式实现，用户的限电意愿很难与计划相匹配。建议可以参照电力辅助服务市场，将限电负荷定义为稀缺资源，并制定有偿限电基准线，通过市场化的方式，合理分配限电资源，并通过其他用户，给予超额完成限电的用户一定的经济补偿。

三是加快开展负荷侧数据规范统计和整合，为科学制定需求侧响应提供依据。

四是以提升“获得电力”为突破口，进一步全方位提升电力企业的服务水平，进一步降低非技术性成本。

(本文作者郭建宇系东北能源监管局副局长，陈扬系东北能源监管局行业监管处副处长)