文/高歌
五年之间，有关煤电功能定位从“基础保障性电源”转换为“支撑调节性电源”。
“十五五”期间，我国能源电力发展将围绕“加快建设新型能源体系、构建新型电力系统、推进能源强国建设”三大核心目标展开。
但现实情况是，2025年9月国内电力行业动力煤消费量接近22亿吨这意味着煤电仍起到阶段性的支撑作用，其总量趋势将随新能源替代加速而逐步下行。
与此同时，新能源规模扩张与消纳挑战并存：截至2025年9月，全国风电和太阳能(000591)发电装机容量已达到17亿千瓦，占全国发电装机的46%；今年前三季度，风光发电量合计达1.7万亿千瓦时，占同期全社会用电量的22.3%。2025年上半年全国弃风率6.6%、弃光率5.7%，较2024年有所上升。
一个共识是，当新能源规模越来越大、电量占比越来越高，新能源发展将会遇到系统消纳压力加大、要素保障难度增加等挑战，因此需将新能源开发、建设和运行模式的转变提上议程。
从政策、技术层面看，实现上述目标有哪些核心挑战又该如何破解？卓尔德（北京）中心首席建模师张树伟近期在与和讯网的交流过程中给出最新观点。
“当前煤电需分化运行逻辑，虽然在政策层面提到煤电都是作为一个整体，但煤电这一概念还需要进一步细分。”张树伟表示。
他建议，要实现真正的“安全兜底”和“低碳转型”，需要让5000多台机组在运行方式上高度分化：有的基荷运行（具有类似核电的年小时数），有的主保安全（电网稳定/事故恢复关键位置的机组），有的专做调节（低效机组战略备用），有的平稳退出（安全隐患大，煤耗高）。
否则，只能重演2005到2012年“上大压小”的周期式休克疗法，而难以形成持续渐进的结构优化。
以下为文字梳理（有删减）：
和讯网：“十五五”规划明确“初步建成新型能源体系”“构建新型电力系统”，你认为当前新能源供给与需求增长的缺口，会对这一目标实现带来哪些核心挑战？应如何破解？
张树伟：这个问题说明在实现碳达峰的过程中，各方仍然在不断思考。新冠疫情之后，电力需求反弹，各省电量/最大负荷增长很快，总体有5%～8%的增长，部分省份增速甚至达到8%～10%。电力增速往往超过GDP增速。从年度尺度看，“缺口”在统计核算上持续存在。
不过，理解这种缺口如何产生是完全另外一个问题。我们的实证分析表明：这种结果并不是在无补贴或者限制性税收之下的“自然”发展的产物，而是“控制”和“约束”的结果。
按照政策层面此前的规划，到2030年新增能源消费的70%由非化石能源供应（意味着剩下30%增长还是化石能源的）。目前正在推进的“零碳园区”项目，风光比重也只是80%的要求（意味着20%可以是化石能源）。
政策规划虽然在某种程度上缺乏精准测量的工具，确定目标未必等同于实现目标，但能够代表一种政策取向。
从投资端看，很多省份对投风光新增投资，特别是屋顶光伏存在正式或非正式的限制约束，最常见的原因之一是“电网消纳能力不足”。但缺乏技术依据与论证，这些约束也并不稳定。不同时间不同地区的表现程度不一样。因此，不能把这种“缺口”视为原因，它不是系统能力的结果。
“十五五”规划建议中提出的“新型能源体系”和“新型电力系统”目标本身是方向性的，政策层可能有更明确精确的目标界定与指标要求，但应该不会涉及需求增速或可再生装机增速，应该更多体现在经济调度，以及更快更短平衡系统相关的软件/硬件加强等方面。
所以，这种缺口不需要特别的“破解”措施，放弃另外一个方向的宏观/微观干预即可。如果未来某些年份的真实需求继续快速增长，虽然排放会上升，但从整体福利角度看，这仍是理想的。
我的主观看法是，电力增长图景未来可能分化更大。很多省份增速要下来了，有省份严重过剩的问题会开始被人们理解。比如四川现货试点的不正常的“负电价”就是这种需求增长低于之前预期的体现。真正需要警惕的，是“恒大式”的庞氏需求扩张泡沫。
和讯网：规划提出“持续提高新能源供给比重，推进化石能源安全可靠有序替代”，结合煤电“平均化”运行问题，“十五五”期间煤电应如何实现“安全兜底”与“低碳转型”的平衡？
张树伟：这个问题说明，当前煤电需分化运行逻辑，虽然在政策层面提到煤电都是作为一个整体，存在符号化与拟人化的问题，需被进一步细分。
首先需要明确，这里的“煤电”，讨论的是一个宏观整体概念，还是某个或者某些微观个体。
宏观上，全国运行煤电约13亿千瓦、5000多台机组，在建规模超过2亿千瓦，发电量占总量的55%到60%，仍是系统发电主体。
微观上，如问题所说，“平均化”运行是突出问题。高效机组小时数上不去，低效机组下不来。我们在福建的调研发现，300MW机组的利用小时甚至高于600MW。这不仅效率低，还挤占了风光的接纳空间。大量机组“热”着待在系统中，维持最小出力，系统的灵活性（进一步下降的空间）自然被锁死。
这种状况是可以，也应该改变的。我们经常听到的说法是，“300MW机组也得活下去啊”，但从实际操作层面上这种财务约束完全可以在更高的维度，比如公司或者集团内部调配解决。
要实现真正的“安全兜底”和“低碳转型”，需要让5000多台机组在运行方式上高度分化：有的基荷运行（具有类似核电的年小时数），有的主保安全（电网稳定/事故恢复关键位置的机组），有的专做调节（低效机组战略备用），有的退出（安全隐患大，煤耗高）。
否则，只能重演2005到2012年“上大压小”的周期式休克疗法，而难以形成持续渐进的结构优化。
和讯网：“十五五”规划要求“强化高耗能企业绿电消费责任”，但你认为绿电“强制消费”需要论证宏观必要性，你觉得政策层面应如何优化绿电消费机制，既落实减排目标又保持市场灵活性？
张树伟：我认为“如何把绿色价格搞对”是一个与绿色发展同样重要的问题，必须讲程度，讲上下文。
首先要明确，电力（对消费者）是均质产品，本身没有“绿电”和“非绿电”物理区别的必要。所谓“绿电消费”，在经济上应完全等价于“绿证消费”――一种虚拟有价证券。
为何“有价”？绿证制度的逻辑源自欧美的配额制模式：在有强制配额约束的前提下，绿证才具有高于零的价格，进而替代部分补贴功能。但这一逻辑在我国2015年之后不成立了――风光发电的长期平准化成本已显著低于传统能源。绿电不再需要补贴。
所以，我们必须问：这样的绿电绿证市场，它的政策目标是什么？我不清楚。
从真实系统影响来看，绿证之于减排目标，既不必要，也远不充分。
现实中，绿色价值认定似乎沦为了一种只要是可再生能源发电，就应该具有额外价值的“泡沫化”身份认证与贴标签，并且希冀通过“双边交易”来实现一个明显不为零的价格。其中的市场设计问题很大。因此，关于是否应该给核电和水电核发绿证正在成为一个需要讨论的话题。
至于这种方式是否可以应对国际上日益增多的碳壁垒，比如对范围二排放（外购电力/热力排放），很多时候因为投资额外性、抵消标准考量缺失，往往结果也是一厢情愿的，需要具体问题具体分析。
和讯网： 规划提出“加快健全适应新型能源体系的市场和价格机制”，结合你对电力现货市场低/负电价、绿电交易限制的观察，“十五五”期间电力市场应重点完善哪些规则以适配高比例新能源接入？
张树伟：这是个很有意思的问题。首先，我国的现状是风光比重还不到20%，还远未到“高比例”的程度。
有趣的是，现实中你会发现，很多行业内、智库乃至学术界的讨论，跟国外一些高比例地区，比如美国得州、加州、德国、西班牙，基本同频，讨论的问题非常相似。
这些问题包括：长周期储能（应对风光连续数周出力不足）、电网稳定性（惯性下降）问题、日益频繁的负电价、电网互联与补强、需求侧灵活性是否发挥更大角色，以及容量电价安排（因为风光导致系统利用率下降，有些资源运行机会大幅减少）。
关于各种灵活性技术的国际经历以及在我国映射的局限性，我们刚刚发布一个模拟研究报告，案例是浙江省的开机组合（可点击“阅读原文”阅读报告）。
这其实也说明了一个现象：目前我们关于风光并网的讨论，往往是在“假设把50%的煤电忽略掉”的前提下才能成立。把这个前提忽略掉，一切就都“类似”了。比如欧美国家普遍存在容量充足的问题，在风光不足的情况下，需求响应就很重要，否则发电资源可能不够，电网可能崩溃。作为伴生影响，它促进了占5%～10%的煤炭天然气机组更稳定地运行。
如果说在我国这种“煤电占比60%，还存在明显基荷工业用电的系统”中，用户用电在光伏出力大的时候大，傍晚光伏没有出力了，需求相应下降（所谓需求响应），就像一些环境倡议组织所讲的“需求响应常态化运行”。那么它最大的效果就是保证那高达50%的煤电稳定运行。
这的确也反映了现实的逻辑：我国50%～60%的煤电“兜底”部分，处于某种绝对优先的地位。
但它的影响是明显的：系统的变化往往是“增量式”的，而存量部分高度稳定。或者更准确地说，是静态的。系统的排放并不自动随着风光增加而减少。这一逻辑，也延伸到“零碳园区”、绿电直供等建设安排上。
从市场的视角，因为有这些超越市场的目标，市场必须是高度割裂、边界明确且彼此不流动的。
比如目前的市场，很有意思。成交量往往是越接近实时用电越小，而价格是越接近实时越低。这个体系的可行完全取决于一个稳定的煤炭价格。1年前就签订了高达80%的合同。煤价高了电厂不履约，煤价低了用户不履约。如果煤炭价格大起大落，这个体系立刻就“塌”了。
目前没有看到实质性改变发生，例如，放弃中长期强制签约，明确不同市场的关门时间（目前电力用户在很多省份都无法自主参与日前市场）；立刻停止建设“大飞线”式的特高压直流跨区输电，比如目前最高电压等级达到1100KV。它不经济，不安全，增加极端情况下的脆弱性等。如果需要财政刺激，330KV以及以下配电网将是个10万亿级的大市场；提高日前/实时市场运行的透明度与流动性。
和讯网：规划明确“统筹新能源就地消纳和外送”，你认为当前绿电直供政策中的“自发自用”限制是否与这一要求冲突？应如何调整以提升消纳效率？
张树伟：这是个非常模糊的表述。我觉得在语义上需要进一步界定何为“统筹”，谁来统筹以及统筹到何种程度，等等。
就目前的理解，绿电直供本质上是“增量”机制，并网比例很低，所以谈不上“外送”。通常是先有特定需求，再带动供给投资。
要提升消纳效率，关键是允许风光在更大的“统一池子”里与煤电进行替代，而不是被局限在自发自用的小范围内。即使在需求增速放缓的情况下，也应允许这种替代发生。目前在很多地区仍无法实现，我认为这正是问题所在。不过我预计在部分省份这方面的现实考验会很快发生。
和讯网：规划提出“发展分布式能源，建设零碳工厂和园区”，结合你对电力系统特性的判断，在分布式能源推广中应如何规避“电力溯源”等不合理要求，提升项目经济性与可操作性？
张树伟：这个问题部分有点超出了我的专业范围，更接近法律层面的微观项目性质问题――如何界定权利与义务。
从电力系统的技术角度看，“电力溯源”是一种没有实质意义的做法。电能本身无“质量”差异，不存在一一对应的概念（类似你的包裹必须寄给你）。系统只需要在一个明确边界内实现供需总体平衡。就像一个游泳池，水流来自不同方向，但总体保持水平即可。
至于项目经济性，分布式能源（比如微网）因为规模小，往往缺乏规模效应（单位成本随着规模上升而下降）和网络效应（网络中的设备利用率往往高于单一线路），宏观上经济性有限是个总体性状。
这并不否定在某些特定微观场景下（比如高自用率的园区或孤网应用，需求/供给匹配程度很好）会表现出良好的回报。这需要项目层面的可行性的论证工作。宏观总体特征与微观多元差异并不矛盾。
和讯网：“十五五”规划强调提升电力系统“互补互济和安全韧性水平”，提出发展新型储能、智能电网，你认为这些举措能否解决新能源并网带来的系统平衡问题？还需补充哪些配套措施？
张树伟：如果忽略“钱”的问题，这些措施当然可以解决。新型储能、智能电网等手段，从技术上完全能应对新能源并网带来的平衡挑战，在我国突出表现在低谷平衡困难（因为太多机组开机）。
但如前所述，它们目前的主要效果，其实是让那50%以上的煤电运行得更稳定，而非减少其绝对总体出力。换句话说，系统更安全了，但并没有更低碳。
因此，不需要新增投资层面的补充，而需要运行层面的透明化。只有让外部观察者、研究者、市场主体都能理解系统如何实际运行，政策和投资才能真正指向效率。
和讯网：结合你对电力系统可靠性、电价机制的长期研究，你认为“十五五”期间构建新型电力系统，最需要突破的技术、政策或市场瓶颈是什么？
张树伟：政策层面一直强调目标导向，问题导向1。这取决于目标到底是哪些？目标是否足够清晰？工具是否到位？阻碍是什么？是造成成本上升，还是使目标完全不可行。
过去几年，政策响应快。新能源、交易品类、辅助服务等都有推进。但是技术、政策、市场方面的问题，特别包括：
技术层面是平衡分辨率仍粗；政策层面，条块分割，规则不一致不稳定。运行数据不透明；市场方面，层级多、割裂强。价格难收敛。煤电“平均化”“大锅饭”运行突出，兜底部分基本不受需求波动影响。
这些在“十五五”期间有望突破：技术层面，实现5分钟级经济调度，以成本最小化保持物理平衡；政策制定回到“问题/目标导向”：目标―工具―约束―评估的闭环；调度运行数据透明化（时序、开机台数、备用构成、弃电触发原因）；
市场层面，允许市场间自由流动，使日前―日内―实时价格自然收敛；取消人为“衔接”；煤电全面参与现货与辅助服务竞争，用价格信号替代“刚性兜底”――市场外安排；取消各种割裂的绿色考核与定价市场（消纳权重、绿电市场、超额消纳。等等），明确市场构建的基本目的，避免冗余；组织形态方面，长期建议是：回归“厂网一体化”的计划优化内核。
同时，作为规划本身，电力规划也需要有“规划方法论”的更新。这方面的行业共识已经建立，应该可以在未来5年顺利推进。这些共识包括：
传统的“电力――电量”平衡规划方法虽然为诸多利益相关方提供了“决策”机会――唯一的内生变量就是煤电的容量/小时数，其他都可以自由量裁给出。但是它确定的投资结构并不是最优解，甚至连满意解都算不上。而是一个假设全部小时都是最大负荷下的“可行解”。需要考虑负荷曲线的变化。
开发/推广基于 8760 小时负荷曲线与剩余负荷曲线的规划模型与仿真，避免“点平衡”误导。
考虑极端天气对供需两端的同时影响，定期评估系统充足性与灵活性。
引入随机性优化方法，避免“确定论”，适度兼容考虑“黑天鹅”事件的弹性。
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